---
title: "Приказ Ростехнадзора от 25.05.2023 N 193"
number: "193"
issuer: "Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору"
issued_on: 2023-05-25
status: действует
canonical: "https://bukva.ai/docs/prikaz-193-2023-rostehnadzor-federalnaya"
---

## Приказ Ростехнадзора от 25.05.2023 N 193

# Приказ Ростехнадзора от 25.05.2023 N 193

"Об утверждении Руководства по безопасности "Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа"


<a id="p100001"></a>**ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ**
**И АТОМНОМУ НАДЗОРУ**

<a id="p100002"></a>**ПРИКАЗ**
от 25 мая 2023 г. N 193

<a id="p100003"></a>**ОБ УТВЕРЖДЕНИИ РУКОВОДСТВА**
**ПО БЕЗОПАСНОСТИ "МЕТОДИКА ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ**
**ПУНКТОВ РЕДУЦИРОВАНИЯ ГАЗА"**

<a id="p100004"></a>В соответствии с [пунктом 5 статьи 3](https://bukva.ai/docs/zakon-116-fz-1997/statya-3#p291) Федерального закона от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", [пунктом 1](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-401-2004#p100266) Положения о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401, приказываю:
1. <a id="p100005"></a>Утвердить прилагаемое [Руководство](#p100009) по безопасности "Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа".
2. <a id="p100006"></a>Признать утратившим силу [приказ](https://bukva.ai/docs/prikaz-48-2017-rostehnadzor-federalnaya) Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 6 февраля 2017 г. N 48 "Об утверждении Руководства по безопасности "Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа".

<a id="p100007"></a>Руководитель
**А.В.ТРЕМБИЦКИЙ**





<a id="p100008"></a>Утверждено
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 25 мая 2023 г. N 193

<a id="p100009"></a>**РУКОВОДСТВО**
**ПО БЕЗОПАСНОСТИ "МЕТОДИКА ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ**
**ПУНКТОВ РЕДУЦИРОВАНИЯ ГАЗА"**

<a id="p100010"></a>**I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ**

1. <a id="p100011"></a>Руководство по безопасности "Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа" (далее - Руководство) разработано в целях содействия соблюдению требований Федерального [закона](https://bukva.ai/docs/zakon-116-fz-1997/statya-3#p291) от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", Технического [регламента](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-870-2010#p100011) о безопасности сетей газораспределения и газопотребления, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 29 октября 2010 г. N 870 (далее - Технический регламент), Федеральных [норм и правил](https://bukva.ai/docs/prikaz-531-2020-rostehnadzor-federalnaya#p100010) в области промышленной безопасности "Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления", утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. N 531, зарегистрированным в Минюсте России 30 декабря 2020 г., регистрационный N 61962, Федеральных [норм и правил](https://bukva.ai/docs/prikaz-420-2020-rostehnadzor-federalnaya#p100010) в области промышленной безопасности "Правила проведения экспертизы промышленной безопасности", утвержденных приказом Ростехнадзора от 20 октября 2020 г. N 420, зарегистрированным в Минюсте России 11 декабря 2020 г., регистрационный N 61391.
2. <a id="p100012"></a>Руководство содержит рекомендации по проведению технического диагностирования пунктов редуцирования газа (далее - ПРГ), предназначенных для снижения давления газа и поддержания его в заданных пределах независимо от расхода газа в сетях газораспределения и газопотребления, предназначенных для транспортирования природного газа (далее - техническое диагностирование ПРГ).
3. <a id="p100013"></a>Положения Руководства распространяются на все типы ПРГ, в том числе ГРПШ, ГРПБ, ГРП, ГРУ, ПРГП, которые применяются в сетях газораспределения и сетях газопотребления, предназначенных для транспортирования природного газа, соответствующего ГОСТ 5542-2014 "Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия".
4. <a id="p100014"></a>Для выполнения требований, указанных в Федеральных [нормах и правилах](https://bukva.ai/docs/prikaz-420-2020-rostehnadzor-federalnaya#p100010) в области промышленной безопасности "Правила проведения экспертизы промышленной безопасности", утвержденных приказом Ростехнадзора от 20 октября 2020 г. N 420, зарегистрированным в Минюсте России 11 декабря 2020 г., регистрационный N 61391, организации, выполняющие техническое диагностирование ПРГ, помимо способов (методов), рекомендованных в Руководстве, вправе использовать иные способы (методы) при их соответствующем обосновании.
5. <a id="p100015"></a>В Руководстве используются термины и определения, перечень которых приведен в [приложении N 1](#p100193).
6. <a id="p100016"></a>Техническое диагностирование ПРГ проводится с целью:
<a id="p100017"></a>определения технического состояния ПРГ;
<a id="p100018"></a>выявления допустимости и условий продолжения дальнейшей безопасной эксплуатации ПРГ до перехода в предельное состояние;
<a id="p100019"></a>определения остаточного срока службы (предельного срока эксплуатации) ПРГ.
7. <a id="p100020"></a>Организация работ по техническому диагностированию ПРГ осуществляется организацией, осуществляющей эксплуатацию данного ПРГ (далее - эксплуатирующая организация).
8. <a id="p100021"></a>Газоопасные, огневые работы и ремонтные работы на сетях газораспределения и газопотребления, идентифицированных как опасные производственные объекты, осуществляются в соответствии с требованиями Федеральных [норм и правил](https://bukva.ai/docs/prikaz-531-2020-rostehnadzor-federalnaya#p100010) в области промышленной безопасности "Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления", утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. N 531, зарегистрированным в Минюсте России 30 декабря 2020 г., регистрационный N 61962.
9. <a id="p100022"></a>Проведение работ по техническому диагностированию ПРГ осуществляется организациями, имеющими в своем составе квалифицированный персонал и аттестованную лабораторию неразрушающего контроля, в составе которой имеется необходимое оборудование для проведения указанных работ.
10. <a id="p100023"></a>Техническое диагностирование выполняется в присутствии (при необходимости - с участием) работников эксплуатирующей организации, назначаемых техническим руководителем эксплуатирующей организации для выполнения данного вида работ.
11. <a id="p100024"></a>Источниками исходных данных для технического диагностирования ПРГ являются проектная и исполнительная документация на ПРГ, эксплуатационный паспорт ПРГ (далее - паспорт ПРГ), а также эксплуатационная документация организаций-изготовителей оборудования и результаты ранее проведенных диагностирований.
12. <a id="p100025"></a>Определение фактического технического состояния ПРГ осуществляется в соответствии с положениями Руководства, документов на применяемые методы неразрушающего контроля, эксплуатационных документов на ПРГ и технические устройства, входящие в состав ПРГ.
13. <a id="p100026"></a>В случае, если обследование здания и сооружений ПРГ, в том числе сетей инженерно-технического обеспечения и их элементов, проводится одновременно с техническим диагностированием ПРГ, оно осуществляется с учетом требований, установленных ГОСТ 31937-2011 "Межгосударственный стандарт. Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния", введенным в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1984-st) Росстандарта от 27 декабря 2012 г. N 1984-ст.
14. <a id="p100027"></a>Результаты технического диагностирования ПРГ используются для оценки соответствия их фактического технического состояния при проведении экспертизы промышленной безопасности ПРГ.

<a id="p100028"></a>**II. ОСНОВАНИЯ И СРОКИ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО**
**ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ПРГ**

15. <a id="p100029"></a>Основанием проведения технического диагностирования ПРГ являются положения нормативных правовых актов Российской Федерации в области технического регулирования и промышленной безопасности, устанавливающие требования по проведению технического диагностирования и к объекту технического диагностирования.
16. <a id="p100030"></a>Техническое диагностирование ПРГ проводится в случаях:
<a id="p100031"></a>истечения срока службы (продолжительности эксплуатации) ПРГ, установленного в проектной документации (эксплуатационной документации организаций-изготовителей оборудования);
<a id="p100032"></a>по истечении срока службы или при превышении количества циклов нагрузки ПРГ, установленных его изготовителем;
<a id="p100033"></a>при отсутствии в технической документации данных о сроке службы ПРГ, если фактический срок его службы превышает двадцать лет;
<a id="p100034"></a>после проведения работ, связанных с изменением конструкции, заменой материала несущих элементов ПРГ, либо восстановительного ремонта после аварии или инцидента на ПРГ, в результате которых ПРГ был поврежден (за исключением случаев, когда при проведении капитального ремонта ПРГ был заменен на новый);
<a id="p100035"></a>по решению эксплуатирующей организации.

<a id="p100036"></a>**III. ЭТАПЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ**

17. <a id="p100037"></a>Техническое диагностирование ПРГ состоит из следующих основных этапов:
<a id="p100038"></a>анализ технической документации;
<a id="p100039"></a>разработка и утверждение программы технического диагностирования ПРГ;
<a id="p100040"></a>анализ технического состояния;
<a id="p100041"></a>принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации;
<a id="p100042"></a>определение остаточного ресурса;
<a id="p100043"></a>оформление результатов технического диагностирования;
<a id="p100044"></a>контроль технического состояния, включая неразрушающий контроль.
18. <a id="p100045"></a>Перечень и объем работ по техническому диагностированию ПРГ определяются индивидуально для каждого конкретного объекта.

<a id="p100046"></a>**IV. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ**

19. <a id="p100047"></a>При техническом диагностировании ПРГ анализируется проектная и исполнительная документация на ПРГ, в том числе эксплуатационная документация на технические устройства, входящие в состав технологической части ПРГ, а также паспорт ПРГ и эксплуатационная документация организаций-изготовителей оборудования (далее совместно именуемые "техническая документация").
<a id="p100048"></a>Анализ технической документации выполняют для получения информации:
<a id="p100049"></a>о соответствии наименований и характеристик технических устройств, заявленных в паспорте ПРГ;
<a id="p100050"></a>о соответствии фактической технологической схемы ПРГ проектной;
<a id="p100051"></a>о дате ввода ПРГ в эксплуатацию (для ГРП также о датах ввода в эксплуатацию технических устройств, входящих в состав его технологической части);
<a id="p100052"></a>о сроке поверки средств измерения;
<a id="p100053"></a>о неисправностях и проведенных ремонтах;
<a id="p100054"></a>о режимах работы в процессе эксплуатации ПРГ.
20. <a id="p100055"></a>В случае отсутствия принципиальной схемы ПРГ ее составляют при техническом диагностировании ПРГ.
21. <a id="p100056"></a>По результатам анализа технической документации составляют протокол, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 2](#p100240) к Руководству.
<a id="p100057"></a>В протоколе анализа технической документации указываются:
<a id="p100058"></a>перечень анализируемой документации;
<a id="p100059"></a>перечень технических устройств и элементов, их технические характеристики и параметры;
<a id="p100060"></a>режимы работы и условия эксплуатации ПРГ, перечень неисправностей, проведенных ремонтов;
<a id="p100061"></a>предложения по включению в программу проведения технического диагностирования ПРГ способов контроля технического состояния ПРГ.

<a id="p100062"></a>**V. РАЗРАБОТКА И УТВЕРЖДЕНИЕ ПРОГРАММЫ ТЕХНИЧЕСКОГО**
**ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ПРГ**

22. <a id="p100063"></a>Выполнение работ по техническому диагностированию ПРГ проводят по программе технического диагностирования ПРГ, разработанной в соответствии с требованиями документов в области промышленной безопасности, технического регулирования и стандартизации в части порядка выполнения отдельных видов работ (выполняемых при техническом диагностировании ПРГ).
23. <a id="p100064"></a>Программа технического диагностирования ПРГ разрабатывается организацией, выполняющей техническое диагностирование ПРГ, утверждается эксплуатирующей организацией.
<a id="p100065"></a>Типовая программа проведения технического диагностирования ПРГ приведена в [приложении N 3](#p100260) к Руководству.
<a id="p100066"></a>В случае проведения технического диагностирования эксплуатирующей организацией, соответствующей требованиям [пункта 9](#p100022) Руководства, программа разрабатывается и утверждается эксплуатирующей организацией.

<a id="p100067"></a>**VI. КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ**

24. <a id="p100068"></a>Контроль технического состояния ПРГ проводится с целью получения информации о фактическом техническом состоянии, наличии неисправностей, обеспечении безопасной эксплуатации ПРГ.
25. <a id="p100069"></a>Основными параметрами, определяющими техническое состояние ПРГ при контроле технического состояния, являются:
<a id="p100070"></a>работоспособность технических устройств;
<a id="p100071"></a>герметичность технических устройств и газопроводов;
<a id="p100072"></a>качество сварных соединений газопроводов;
<a id="p100073"></a>коррозионный и механический износ материалов;
<a id="p100074"></a>прочность технических устройств и газопроводов.
26. <a id="p100075"></a>Контроль технического состояния включает в себя:
<a id="p100076"></a>визуальный и измерительный контроль;
<a id="p100077"></a>неразрушающий контроль сварных соединений;
<a id="p100078"></a>замер толщины стенок (ультразвуковую толщинометрию) газопроводов;
<a id="p100079"></a>проверку на герметичность;
<a id="p100080"></a>контроль функционирования.
27. <a id="p100081"></a>Неразрушающий контроль проводится в соответствии с Федеральными [нормами и правилами](https://bukva.ai/docs/prikaz-478-2020-rostehnadzor-federalnaya#p100010) в области промышленной безопасности "Основные требования к проведению неразрушающего контроля технических устройств, зданий и сооружений на опасных производственных объектах", утвержденными приказом Ростехнадзора от 1 декабря 2020 г. N 478, зарегистрированным в Минюсте России 24 декабря 2020 г., регистрационный N 61795.
28. <a id="p100082"></a>Визуальный контроль технических устройств, газопроводов и сварных соединений в составе ПРГ выполняется с целью подтверждения отсутствия поверхностных повреждений (трещин, коррозионных повреждений, деформированных участков, наружного износа элементов и т.д.), вызванных условиями эксплуатации. При визуальном контроле технических устройств ПРГ в случае необходимости выполняется частичная или полная их разборка для осмотра внутренних поверхностей элементов.
29. <a id="p100083"></a>Измерительный контроль технических устройств, газопроводов и сварных соединений выполняется с целью подтверждения соответствия геометрических размеров и отсутствия неисправностей.
<a id="p100084"></a>Визуальный и измерительный контроль выполняются до проведения других методов неразрушающего контроля.
<a id="p100085"></a>При проведении визуального контроля регулирующей, редукционной, отключающей, предохранительной, запорной и контрольной арматуры, а также фильтров, входящих в состав ПРГ, производится оценка:
<a id="p100086"></a>состояния металла корпуса (отсутствие на деталях трещин, расслоений, раковин; на местах изгибов деталей из листового проката отсутствие трещин, надрывов, короблений);
<a id="p100087"></a>состояния мембранной коробки, деталей клапанов (отсутствие на рабочей поверхности седел клапанов острых кромок, забоин, царапин, задиров и других механических повреждений, плавное перемещение мембран, без заеданий, а также отсутствие повреждений пружин и мембран);
<a id="p100088"></a>состояния уплотнительных поверхностей фланцев (отсутствие на поверхности уплотнительных прокладок вмятин и надрывов);
<a id="p100089"></a>отсутствия заеданий и перекосов в системе передачи перемещения от мембраны к клапану;
<a id="p100090"></a>состояния резьбовых соединений (отсутствие повреждений профиля резьбы и уплотнительных поверхностей);
<a id="p100091"></a>исправности органов управления запорной и контрольной арматуры.
30. <a id="p100092"></a>При визуальном контроле состояния технических устройств, газопроводов и сварных соединений проверяется:
<a id="p100093"></a>отсутствие (наличие) механических повреждений поверхностей;
<a id="p100094"></a>отсутствие (наличие) изменения формы изделия (деформированные участки, коробление, провисание, выход трубы из ряда и другие отклонения от первоначального расположения);
<a id="p100095"></a>отсутствие (наличие) трещин и других поверхностных дефектов, образовавшихся в процессе эксплуатации;
<a id="p100096"></a>отсутствие (наличие) растрескивания, эрозии и износа сварных швов и участков газопровода.
31. <a id="p100097"></a>При измерительном контроле состояния основного материала и сварных соединений определяются:
<a id="p100098"></a>размеры повреждений и дефектов (длина, ширина и глубина дефектов типа пор, шлаковых включений, непроваров корня шва, вмятин);
<a id="p100099"></a>размеры деформированных участков основного материала и сварных соединений, возникших в результате деформаций при эксплуатации, включая следующие параметры:
<a id="p100100"></a>а) овальность цилиндрических элементов, в том числе отводов труб;
<a id="p100101"></a>б) размеры зон коррозионного повреждения, включая их глубину;
<a id="p100102"></a>в) эксплуатационные трещины.
32. <a id="p100103"></a>Оценка величины и характера обнаруженных дефектов производится с учетом норм, установленных нормативной документацией (в том числе эксплуатационными паспортами и руководствами по эксплуатации) на технические устройства, элементы и проектной документацией.
33. <a id="p100104"></a>Оценку качества сварных соединений газопроводов рекомендуется производить в соответствии с "СП 62.13330.2011*. Свод правил. Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002", утвержденным [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-780-2010) Минрегиона России от 27 декабря 2010 г. N 780 (далее - СП 62.13330.2011).
34. <a id="p100105"></a>Результаты проведенного визуального и измерительного контроля ПРГ фиксируются актом.
35. <a id="p100106"></a>Если при внешнем осмотре выявляются дефектные зоны (например, вмятины, выпучины), то в данных местах проводятся дополнительные замеры толщины стенок. Количество точек измерений зависит от размеров дефектной зоны и выбирается достаточным для получения достоверной информации о толщине стенки в зоне дефекта.
<a id="p100107"></a>Результаты ультразвуковой толщинометрии оформляются протоколом, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 4](#p100280) к Руководству.
36. <a id="p100108"></a>Проверка на герметичность и прочность технических устройств и газопроводов проводится в соответствии с нормами СП 62.13330.2011.
37. <a id="p100109"></a>Испытание технических устройств и газопроводов проводится по частям - до регулятора давления и после него.
38. <a id="p100110"></a>Если трубопроводная арматура, технические устройства ПРГ и средства измерения не рассчитаны на испытательное давление, то вместо них на период испытаний устанавливаются заглушки, пробки, катушки.
<a id="p100111"></a>Максимальное испытательное давление технических устройств и газопроводов определяется в соответствии с эксплуатационной документацией организаций-изготовителей оборудования, нормами СП 62.13330.2011.
39. <a id="p100112"></a>Результаты испытаний на герметичность и прочность оформляются протоколами, рекомендуемые образцы которых приведены соответственно в [приложениях N 5](#p100302) и [N 6](#p100319) к Руководству.
40. <a id="p100113"></a>Неразрушающий контроль сварных соединений с использованием приборов НК проводят в случае обнаружения дефектов в процессе визуального контроля и проверки на герметичность. Для диагностирования сварных соединений используют следующие методы неразрушающего контроля:
<a id="p100114"></a>ультразвуковой контроль;
<a id="p100115"></a>радиографический контроль;
<a id="p100116"></a>магнитный контроль;
<a id="p100117"></a>прочие методы.
41. <a id="p100118"></a>Метод неразрушающего контроля (сочетание различных методов) и соответствующие ему (им) методики выбирает организация, выполняющая техническое диагностирование ПРГ, таким образом, чтобы обеспечить максимальную степень выявления и прогнозирования недопустимых неисправностей.
42. <a id="p100119"></a>Контроль функционирования ПРГ проводится с целью получения данных о работоспособности ПРГ при различных режимах работы, а также с целью прогнозирования, выявления и предотвращения возникновения неисправностей.
43. <a id="p100120"></a>Основными параметрами, определяющими техническое состояние при контроле функционирования ПРГ, являются:
<a id="p100121"></a>работоспособность технических устройств;
<a id="p100122"></a>стабильность работы редукционной арматуры;
<a id="p100123"></a>пределы регулирования давления;
<a id="p100124"></a>пределы срабатывания предохранительной арматуры;
<a id="p100125"></a>герметичность внутренних полостей технических устройств.
<a id="p100126"></a>Контроль функционирования включает в себя следующие работы:
<a id="p100127"></a>проверка пределов регулирования давления и стабильности работы регулятора давления при изменении расхода и входного давления;
<a id="p100128"></a>проверка пределов срабатывания отключающей и предохранительной арматуры;
<a id="p100129"></a>проверка плотности закрытия отключающей и предохранительной арматуры и рабочего клапана регулятора давления (внутренняя герметичность);
<a id="p100130"></a>проверка перепада давления на фильтре;
<a id="p100131"></a>проверка полного открытия/закрытия запорной и контрольной арматуры.
44. <a id="p100132"></a>По результатам контроля функционирования ПРГ оформляется протокол, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 7](#p100336) к Руководству.
45. <a id="p100133"></a>Для проведения контроля функционирования ПРГ допускается использование переносных приборов (в том числе программно-аппаратных комплексов), позволяющих в автоматическом режиме получать требуемую информацию по необходимому перечню технических устройств, входящему в состав технологической части ПРГ. В случае применения вышеуказанных приборов, формирующих специальный протокол по результатам выполненного контроля, данный протокол прикладывается к протоколу по результатам контроля функционирования ПРГ.

<a id="p100134"></a>**VII. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ**

46. <a id="p100135"></a>Анализ технического состояния ПРГ проводится на основании результатов, полученных на всех этапах технического диагностирования ПРГ, и включает в себя оценку основных параметров контроля функционирования и технического состояния на соответствие их требованиям нормативно-технической документации.
47. <a id="p100136"></a>Цель анализа технического состояния ПРГ - установление уровня повреждений и текущего технического состояния ПРГ, что является необходимым для прогнозирования остаточного ресурса.
48. <a id="p100137"></a>По результатам анализа технического состояния ПРГ присваивается одна из следующих категорий технического состояния:
<a id="p100138"></a>исправное состояние;
<a id="p100139"></a>неисправное состояние;
<a id="p100140"></a>работоспособное состояние;
<a id="p100141"></a>неработоспособное состояние;
<a id="p100142"></a>предельное состояние;
<a id="p100143"></a>опасное состояние.

<a id="p100144"></a>**VIII. ПРИНЯТИЕ РЕШЕНИЯ О ВОЗМОЖНОСТИ**
**ДАЛЬНЕЙШЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ**

49. <a id="p100145"></a>Дальнейшая эксплуатация ПРГ возможна при его исправном состоянии.
50. <a id="p100146"></a>При обнаружении в процессе испытаний недопустимых дефектов и повреждений техническому состоянию ПРГ присваивается категория "неисправное состояние" и дальнейшая его эксплуатация возможна после проведения ремонта.
51. <a id="p100147"></a>Критерием предельного состояния ПРГ является невозможность восстановления исправного состояния ПРГ. В данном случае техническому состоянию ПРГ присваивается категория "предельное состояние", и ПРГ подлежит замене либо ликвидации.

<a id="p100148"></a>**IX. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА**

52. <a id="p100149"></a>После принятия решения о возможности дальнейшей эксплуатации ПРГ необходимо рассчитать остаточный ресурс ПРГ и указать его в акте технического диагностирования ПРГ.
53. <a id="p100150"></a>В случае, если от начала эксплуатации ПРГ до технического диагностирования ПРГ техническое устройство не заменялось до истечения его назначенного срока службы, остаточный ресурс технического устройства Z, лет, определяется по формуле:

<a id="p100151"></a>z = s0 - s, (1)

<a id="p100152"></a>где:
<a id="p100153"></a>s0 - назначенный срок службы технического устройства, лет;
<a id="p100154"></a>s - срок службы ПРГ от начала эксплуатации до технического диагностирования ПРГ, лет.
<a id="p100155"></a>Примечание. В случае, если s0 < s, остаточный ресурс технического устройства по [формуле (1)](#p100151) будет равен нулю.
54. <a id="p100156"></a>В случае, если от начала эксплуатации ПРГ до его технического диагностирования техническое устройство заменялось до истечения его назначенного срока службы, при этом выполняется неравенство:

<a id="p100157"></a> $\frac{y}{y_{0}} \geq m_{i = 1}i_{,}n_{n}(\frac{x_{ni}}{x_{0i}}),(2)$ 

<a id="p100158"></a>остаточный ресурс технического устройства определяется по формуле:

<a id="p100159"></a> $z = \frac{\sum_{i = 1}^{n} \frac{x_{ni}}{x_{0i}} + \frac{y}{y_{0}}}{n + 1} (y_{0} - y),(3)$ 

<a id="p100160"></a>где:
<a id="p100161"></a>i - порядковый номер замены технического устройства;
<a id="p100162"></a>n - количество замен технического устройства от начала эксплуатации ПРГ до технического диагностирования ПРГ, шт.;
<a id="p100163"></a>xni - фактический срок службы технического устройства от начала его эксплуатации до замены, лет;
<a id="p100164"></a>x<sub>0i</sub> - назначенный срок службы заменяемого технического устройства, указанный изготовителем в технической документации, лет;
<a id="p100165"></a>y - срок службы технического устройства, находящегося в эксплуатации на момент проведения технического диагностирования ПРГ, от начала его эксплуатации до технического диагностирования ПРГ, лет;
<a id="p100166"></a>y0 - назначенный срок службы технического устройства, находящегося в эксплуатации на момент проведения технического диагностирования ПРГ, лет.
55. <a id="p100167"></a>В случае, если от начала эксплуатации ПРГ до технического диагностирования ПРГ техническое устройство заменялось до истечения его назначенного срока службы, и неравенство (2) не выполняется, остаточный ресурс данного технического устройства определяется по формуле:

<a id="p100168"></a> $z = \frac{\sum^{n} i = 1 \frac{x_{ni}}{x_{0i}}}{n} (y_{0} - y).(4)$ 

56. <a id="p100169"></a>В случае, если в акте технического диагностирования ПРГ в рекомендациях по дальнейшей эксплуатации ПРГ указано требование о замене технического устройства на новое, остаточный ресурс данного технического устройства определяется по формуле:

<a id="p100170"></a> $z = \frac{\sum^{n} i = 1 \frac{x_{ni}}{x_{0i}}}{n} s_{n},(5)$ 

<a id="p100171"></a>где:
<a id="p100172"></a>n - количество замен технического устройства от начала эксплуатации ПРГ до технического диагностирования ПРГ, в том числе замена по результатам технического диагностирования ПРГ, шт.;
<a id="p100173"></a>sn - назначенный срок службы нового технического устройства, лет.
<a id="p100174"></a>*Примечание.* В случае, если x0i < xni, $\overline{i} = \overline{1,n}$ отношение $\frac{x_{ni}}{x_{0i}}$ , $\overline{i} = \overline{1,n}$ , в формулах (2) - (5) принимается равным единице.
57. <a id="p100175"></a>При отсутствии в технической документации технического устройства назначенного срока службы, следует вместо него в [формулах (1)](#p100151), (3) - (5) и неравенстве (2) использовать срок службы, при превышении которого должна проводиться экспертиза промышленной безопасности технического устройства в соответствии с документами в области промышленной безопасности опасных производственных объектов.
58. <a id="p100176"></a>Остаточный ресурс ПРГ SПРГ, лет, определяется по формуле:

<a id="p100177"></a> $S_{\text{ПРГ}} = \frac{k \sum_{j = 1}^{m} zj}{m} ,(6)$ 

<a id="p100178"></a>где:
<a id="p100179"></a>k - коэффициент технического состояния, значение которого определяется в соответствии с [приложением N 8](#p100360) к Руководству;
<a id="p100180"></a>j - порядковый номер технического устройства, входящего в состав технологической части ПРГ;
<a id="p100181"></a>m - количество технических устройств, входящих в состав технологической части ПРГ, шт.
59. <a id="p100182"></a>Пример расчета остаточного ресурса ПРГ приведен в [приложении N 9](#p100392) к Руководству.

<a id="p100183"></a>**X. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ**

60. <a id="p100184"></a>По результатам проведения технического диагностирования составляется акт, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 10](#p100658) к Руководству.
<a id="p100185"></a>К данному акту по результатам проведения технического диагностирования прикладываются акты или протоколы по окончании выполнения всех видов работ, проведенных при техническом диагностировании ПРГ в соответствии с положениями Руководства и нормативных документов, устанавливающих требования к данным видам работ.
61. <a id="p100186"></a>Результаты, полученные при выполнении технического диагностирования ПРГ:
<a id="p100187"></a>являются основанием для определения фактического технического состояния ПРГ;
<a id="p100188"></a>используются при проведении экспертизы промышленной безопасности газопровода;
<a id="p100189"></a>оформляются в виде приложений к заключению экспертизы.
62. <a id="p100190"></a>В случае, если работы по техническому диагностированию проводились в рамках экспертизы промышленной безопасности, на основании результатов работ, выполненных при техническом диагностировании ПРГ, оформляется заключение экспертизы промышленной безопасности в соответствии с требованиями Федеральных [норм и правил](https://bukva.ai/docs/prikaz-420-2020-rostehnadzor-federalnaya#p100010) в области промышленной безопасности "Правила проведения экспертизы промышленной безопасности", утвержденных приказом Ростехнадзора от 20 октября 2020 г. N 420, зарегистрированным в Минюсте России 11 декабря 2020 г., регистрационный N 61391.
63. <a id="p100191"></a>Решение о дальнейшей эксплуатации ПРГ принимается руководителем эксплуатационной организации на основании результатов технического диагностирования или экспертизы промышленной безопасности.





<a id="p100192"></a>Приложение N 1
к Руководству по безопасности
"Методика технического
диагностирования пунктов
редуцирования газа",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому,
технологическому
и атомному надзору
от 25 мая 2023 г. N 193

<a id="p100193"></a>**ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ**

<a id="p100194"></a>В Руководстве использованы следующие основные термины и определения в соответствии с действующими нормативно-правовыми актами:
<a id="p100195"></a>Блочный газорегуляторный пункт (ГРПБ) - пункт редуцирования газа, размещенный в блоке контейнерного типа (пункт 41 ГОСТ Р 53865-2019 "Системы газораспределительные. Термины и определения", утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1428-st-2019) Росстандарта от 20 декабря 2019 г. N 1428-ст).
<a id="p100196"></a>Газорегуляторная установка (ГРУ) - пункт редуцирования газа, не имеющий собственных строительных конструкций, размещаемый в помещении газифицируемого здания или сооружения (пункт 40 ГОСТ Р 53865-2019 "Системы газораспределительные. Термины и определения", утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1428-st-2019) Росстандарта от 20 декабря 2019 г. N 1428-ст).
<a id="p100197"></a>Газорегуляторный пункт (ГРП) - пункт редуцирования газа, размещенный в здании и имеющий собственные ограждающие конструкции (пункт 39 ГОСТ Р 53865-2019 "Системы газораспределительные. Термины и определения", утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1428-st-2019) Росстандарта от 20 декабря 2019 г. N 1428-ст).
<a id="p100198"></a>Примечания:
1. <a id="p100199"></a>ГРП может быть отдельно стоящим, встроенным в одноэтажные газифицируемые производственные здания и котельные, расположенным на покрытиях кровли газифицируемых производственных зданий, расположенным под навесом на открытых огражденных площадках на территории промышленных предприятий при размещении оборудования ПРГ вне зданий.
2. <a id="p100200"></a>ГРП может оснащаться вспомогательными помещениями.

<a id="p100201"></a>Подземный пункт редуцирования газа (ПРГП) - пункт редуцирования газа, размещенный ниже уровня поверхности земли (пункт 43 ГОСТ Р 53865-2019 "Системы газораспределительные. Термины и определения", утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1428-st-2019) Росстандарта от 20 декабря 2019 г. N 1428-ст).
<a id="p100202"></a>Запорная арматура - арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью (пункт 3.1.1. ГОСТ 24856-2014 "Арматура трубопроводная. Термины и определения", введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1902-st-2014) Росстандарта от 26 ноября 2014 г. N 1902-ст).
<a id="p100203"></a>Исправное состояние (исправность) - состояние объекта, в котором все параметры объекта соответствуют всем требованиям, установленным в документации на этот объект (пункт 12 ГОСТ Р 27.102-2021 "Надежность в технике. Надежность объекта. Термины и определения", утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1104-st-2021) Росстандарта от 8 октября 2021 г. N 1104-ст).
<a id="p100204"></a>Контрольная арматура - арматура, предназначенная для управления поступлением рабочей среды в контрольно-измерительную аппаратуру, приборы (пункт 5.1.7. ГОСТ 24856-2014 "Арматура трубопроводная. Термины и определения", введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1902-st-2014) Росстандарта от 26 ноября 2014 г. N 1902-ст).
<a id="p100205"></a>Критерий предельного состояния - признак или совокупность признаков предельного состояния объекта, установленные нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документацией (пункт 20 ГОСТ Р 27.102-2021 "Надежность в технике. Надежность объекта. Термины и определения", утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1104-st-2021) Росстандарта от 8 октября 2021 г. N 1104-ст).
<a id="p100206"></a>*Примечание.* В зависимости от условий эксплуатации для одного и того же объекта могут быть установлены два и более критериев предельного состояния. Предельное состояние может возникнуть как в результате внутренних процессов/причин, так и внешних воздействий на объект в процессе его функционирования.

<a id="p100207"></a>Назначенный срок службы - календарная продолжительность эксплуатации, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния (пункт 34 ГОСТ Р 27.102-2021 "Надежность в технике. Надежность объекта. Термины и определения", утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1104-st-2021) Росстандарта от 8 октября 2021 г. N 1104-ст).
<a id="p100208"></a>Примечания:
1. <a id="p100209"></a>Данный показатель не является показателем надежности.
2. <a id="p100210"></a>По истечении назначенного срока службы объекта должно быть принято решение, предусмотренное соответствующей документацией, о ремонте, списании, утилизации, оценке технического состояния, установлении нового назначенного срока службы и т.п.

<a id="p100211"></a>Неисправное состояние (неисправность) - состояние объекта, в котором хотя бы один параметр объекта не соответствует хотя бы одному из требований, установленных в документации на этот объект (пункт 13 ГОСТ Р 27.102-2021 "Надежность в технике. Надежность объекта. Термины и определения", утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1104-st-2021) Росстандарта от 8 октября 2021 г. N 1104-ст).
<a id="p100212"></a>Неработоспособное состояние (неработоспособность) - состояние объекта, в котором значение хотя бы одного из параметров, характеризующих способность объекта выполнять заданные функции, не соответствует требованиям документации на этот объект (пункт 15 ГОСТ Р 27.102-2021 "Надежность в технике. Надежность объекта. Термины и определения", утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1104-st-2021) Росстандарта от 8 октября 2021 г. N 1104-ст).
<a id="p100213"></a>Примечания:
1. <a id="p100214"></a>Для сложных объектов возможно деление их неработоспособных состояний. При этом из множества неработоспособных состояний выделяют частично неработоспособные состояния, в которых объект способен частично выполнять требуемые функции.
2. <a id="p100215"></a>Исправный объект всегда работоспособен, неисправный объект может быть как работоспособным, так и неработоспособным. Работоспособный объект может быть исправен и неисправен, неработоспособный объект всегда неисправен.

<a id="p100216"></a>Остаточный ресурс - суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до момента достижения объектом предельного состояния (пункт 28 ГОСТ Р 27.102-2021 "Надежность в технике. Надежность объекта. Термины и определения", утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1104-st-2021) Росстандарта от 8 октября 2021 г. N 1104-ст).
<a id="p100217"></a>Отключающая арматура - арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды при превышении заданной величины скорости ее течения за счет изменения перепада давления на чувствительном элементе, либо в случае изменения заданной величины давления (пункт 3.1.7 ГОСТ 24856-2014 "Арматура трубопроводная. Термины и определения", введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1902-st-2014) Росстандарта от 26 ноября 2014 г. N 1902-ст).
<a id="p100218"></a>Предельное состояние - состояние объекта, в котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно (пункт 19 ГОСТ Р 27.102-2021 "Надежность в технике. Надежность объекта. Термины и определения", утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1104-st-2021) Росстандарта от 8 октября 2021 г. N 1104-ст).
<a id="p100219"></a>*Примечание.* Недопустимость дальнейшей эксплуатации устанавливают на основе критериев предельного состояния объекта.

<a id="p100220"></a>Предохранительная арматура - арматура, предназначенная для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от недопустимого превышения давления посредством сброса избытка рабочей среды (пункт 3.1.3 ГОСТ 24856-2014 "Арматура трубопроводная. Термины и определения", введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1902-st-2014) Росстандарта от 26 ноября 2014 г. N 1902-ст).
<a id="p100221"></a>Технологическая схема ПРГ - технологическая схема ПРГ включает в себя систему редуцирования давления газа и, при необходимости, систему защиты от недопустимого изменения давления (пункт 8.1.15 ГОСТ 34670-2020 "Системы газораспределительные. Пункты редуцирования газа. Основные положения", введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-844-st-2020) Росстандарта от 14 октября 2020 г. N 844-ст).
<a id="p100222"></a>Пункт редуцирования газа (ПРГ) - технологическое устройство сети газораспределения, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его в заданных пределах независимо от расхода газа (пункт 38 ГОСТ Р 53865-2019 "Системы газораспределительные. Термины и определения", утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1428-st-2019) Росстандарта от 20 декабря 2019 г. N 1428-ст).
<a id="p100223"></a>Работоспособное состояние (работоспособность) - состояние объекта, в котором значения всех параметров, характеризующих его способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативной и технической документации. (пункт 14 ГОСТ Р 27.102-2021 "Надежность в технике. Надежность объекта. Термины и определения", утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1104-st-2021) Росстандарта от 8 октября 2021 г. N 1104-ст).
<a id="p100224"></a>*Примечание.* Отсутствие необходимых внешних ресурсов может препятствовать работе объекта, но это не влияет на его пребывание в работоспособном состоянии.

<a id="p100225"></a>Регулирующая арматура - арматура, предназначенная для регулирования параметров рабочей среды посредством изменения расхода или проходного сечения (пункт 3.1.5 ГОСТ 24856-2014 "Арматура трубопроводная. Термины и определения", введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1902-st-2014) Росстандарта от 26 ноября 2014 г. N 1902-ст).
<a id="p100226"></a>Редукционная арматура - арматура, предназначенная для снижения (редуцирования) рабочего давления в системе за счет увеличения ее гидравлического сопротивления (пункт 5.1.12 ГОСТ 24856-2014 "Арматура трубопроводная. Термины и определения", введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1902-st-2014) Росстандарта от 26 ноября 2014 г. N 1902-ст).
<a id="p100227"></a>Риск - сочетание вероятности события и его последствий (пункт 2.5 ГОСТ Р 51901-2002 "Управление надежностью. Анализ риска технологических систем", принятого и введенного в действие [Постановлением](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-236-st) Росстандарта Российской Федерации от 7 июня 2002 г. N 236-ст).
<a id="p100228"></a>*Примечание.* Термин "риск" обычно используется тогда, когда существует хотя бы возможность негативных последствий.

<a id="p100229"></a>Срок службы - календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние (пункт 29 ГОСТ Р 27.102-2021 "Надежность в технике. Надежность объекта. Термины и определения", утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1104-st-2021) Росстандарта от 8 октября 2021 г. N 1104-ст).
<a id="p100230"></a>Техническое диагностирование - комплекс работ, выполняемый в рамках мониторинга технического состояния сетей газораспределения и/или газопотребления, для разработки рекомендаций по обеспечению их безопасной эксплуатации до прогнозируемого перехода в предельное состояние. Техническое диагностирование ПРГ - процесс определения фактического технического состояния пункта редуцирования газа (пункт 23 ГОСТ Р 53865-2019 "Системы газораспределительные. Термины и определения", утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1428-st-2019) Росстандарта от 20 декабря 2019 г. N 1428-ст).
<a id="p100231"></a>Трубопроводная арматура (арматура) - техническое устройство, устанавливаемое на трубопроводах, оборудовании и емкостях, предназначенное для управления потоком рабочей среды путем изменения проходного сечения (пункт 2.1 ГОСТ 24856-2014 "Арматура трубопроводная. Термины и определения", введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1902-st-2014) Росстандарта от 26 ноября 2014 г. N 1902-ст).
<a id="p100232"></a>Примечания:
1. <a id="p100233"></a>Под управлением понимается перекрытие, открытие, регулирование, распределение, смешивание, разделение.
2. <a id="p100234"></a>Во множественном числе термин не применяется.

<a id="p100235"></a>Шкафной пункт редуцирования газа (ГРПШ) - пункт редуцирования газа, размещенный в шкафу из негорючих материалов (пункт 42 ГОСТ Р 53865-2019 "Системы газораспределительные. Термины и определения", утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1428-st-2019) Росстандарта от 20 декабря 2019 г. N 1428-ст).
<a id="p100236"></a>Эксплуатационный документ - конструкторский документ, который в отдельности или в совокупности с другими документами определяет правила эксплуатации изделия и/или отражает сведения, удостоверяющие гарантированные изготовителем значения основных параметров и характеристик (свойств) изделия, гарантии и сведения по его эксплуатации в течение установленного срока службы (пункт 3.1.1 ГОСТ Р 2.601-2019 "Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы", утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-177-st-2019) Росстандарта от 29 апреля 2019 г. N 177-ст).
<a id="p100237"></a>Элемент - объект, у которого отсутствуют (или в рамках данного исследования не рассматриваются) составные части (пункт 2 ГОСТ Р 27.102-2021 "Надежность в технике. Надежность объекта. Термины и определения", утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1104-st-2021) Росстандарта от 8 октября 2021 г. N 1104-ст).





<a id="p100238"></a>Приложение N 2
к Руководству по безопасности
"Методика технического
диагностирования пунктов
редуцирования газа",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому,
технологическому
и атомному надзору
от 25 мая 2023 г. N 193

<a id="p100239"></a>(Рекомендуемый образец)


| <a id="p100240"></a>Протокол анализа технической документации<br>пункта редуцирования газа |
| --- |
| <a id="p100241"></a>Дата проведения контроля: |
|  |
| <a id="p100242"></a>Основание: |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100243"></a>Место проведения контроля: |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100244"></a>Организация, проводившая контроль: |
|  |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100245"></a>Объект контроля: |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100246"></a>Перечень анализируемой документации: |
|  |
|  |


<a id="p100247"></a>Перечень технических устройств:


| <a id="p100248"></a>Наименование технических устройств и элементов | <a id="p100249"></a>Технические характеристики и параметры | <a id="p100250"></a>Режимы работы и условия эксплуатации | <a id="p100251"></a>Перечень неисправностей и проведенных ремонтов |
| --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |



| <a id="p100252"></a>Выводы и рекомендации: |
| --- |
|  |
|  |
|  |



<table>
<colgroup><col width="66%"><col width="34%"></colgroup>
<tr><td><a id="p100253"></a>Руководитель работ:<br>__________________________________________</td><td><a id="p100254"></a>/_____________________/</td></tr>
<tr><td colspan="2"></td></tr>
<tr><td><a id="p100255"></a>Исполнитель:<br>__________________________________________</td><td><a id="p100256"></a>/_____________________/</td></tr>
<tr><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100257"></a>Представитель эксплуатирующей организации<br>__________________________________________</td><td><a id="p100258"></a>/_____________________/</td></tr>
</table>






<a id="p100259"></a>Приложение N 3
к Руководству по безопасности
"Методика технического
диагностирования пунктов
редуцирования газа",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому,
технологическому
и атомному надзору
от 25 мая 2023 г. N 193

<a id="p100260"></a>**ТИПОВАЯ ПРОГРАММА**
**ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ПРГ**


| <a id="p100261"></a>Вид работ |
| --- |
| <a id="p100262"></a>1. Анализ технической документации |
| <a id="p100263"></a>2. Контроль технического состояния: |
| <a id="p100264"></a>2.1. Работоспособность технических устройств |
| <a id="p100265"></a>2.2. Герметичность технических устройств и газопроводов |
| <a id="p100266"></a>2.3. Качество сварных соединений газопроводов |
| <a id="p100267"></a>2.4. Коррозионный и механический износ материалов |
| <a id="p100268"></a>2.5. Прочность технических устройств и газопроводов |
| <a id="p100269"></a>2.6. Визуальный и измерительный контроль |
| <a id="p100270"></a>2.7. Неразрушающий контроль сварных соединений |
| <a id="p100271"></a>2.8. Замер толщины стенок (ультразвуковая толщинометрия) газопроводов |
| <a id="p100272"></a>2.9. Проверка на герметичность |
| <a id="p100273"></a>2.10. Контроль функционирования |
| <a id="p100274"></a>3. Анализ технического состояния |
| <a id="p100275"></a>4. Принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации |
| <a id="p100276"></a>5. Определение остаточного ресурса (срока службы) |
| <a id="p100277"></a>6. Оформление результатов технического диагностирования |






<a id="p100278"></a>Приложение N 4
к Руководству по безопасности
"Методика технического
диагностирования пунктов
редуцирования газа",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому,
технологическому
и атомному надзору
от 25 мая 2023 г. N 193

<a id="p100279"></a>(Рекомендуемый образец)


| <a id="p100280"></a>Протокол<br>ультразвуковой толщинометрии<br>пункта редуцирования газа |
| --- |
| <a id="p100281"></a>Дата проведения контроля: |
|  |
| <a id="p100282"></a>Основание: |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100283"></a>Место проведения контроля: |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100284"></a>Организация, проводившая контроль: |
|  |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100285"></a>Объект контроля: |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100286"></a>Тип толщиномера: |
|  |
|  |


<a id="p100287"></a>Результаты контроля:


| <a id="p100288"></a>N сечения по схеме | <a id="p100289"></a>Номер точки | <a id="p100290"></a>Толщина по чертежу | <a id="p100291"></a>Толщина измерения | <a id="p100292"></a>Оценка качества |
| --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |


<a id="p100293"></a>Схема контроля: приложение "схема ПРГ".


<table>
<colgroup><col width="66%"><col width="34%"></colgroup>
<tr><td><a id="p100294"></a>Руководитель работ:<br>__________________________________________</td><td><a id="p100295"></a>/_____________________/</td></tr>
<tr><td colspan="2"></td></tr>
<tr><td><a id="p100296"></a>Исполнитель:<br>__________________________________________</td><td><a id="p100297"></a>/_____________________/</td></tr>
<tr><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100298"></a>Представитель эксплуатирующей организации<br>__________________________________________</td><td><a id="p100299"></a>/_____________________/</td></tr>
</table>






<a id="p100300"></a>Приложение N 5
к Руководству по безопасности
"Методика технического
диагностирования пунктов
редуцирования газа",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому,
технологическому
и атомному надзору
от 25 мая 2023 г. N 193

<a id="p100301"></a>(Рекомендуемый образец)


| <a id="p100302"></a>Протокол<br>испытаний на герметичность оборудования<br>пункта редуцирования газа |
| --- |
| <a id="p100303"></a>Дата проведения контроля: |
|  |
| <a id="p100304"></a>Основание: |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100305"></a>Место проведения контроля: |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100306"></a>Организация, проводившая контроль: |
|  |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100307"></a>Объект контроля: |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100308"></a>Контрольно-измерительные приборы: |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100309"></a>Результаты контроля: |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100310"></a>Выводы и замечания: |
|  |



<table>
<colgroup><col width="66%"><col width="34%"></colgroup>
<tr><td><a id="p100311"></a>Руководитель работ:<br>__________________________________________</td><td><a id="p100312"></a>/_____________________/</td></tr>
<tr><td colspan="2"></td></tr>
<tr><td><a id="p100313"></a>Исполнитель:</td><td><a id="p100314"></a>/_____________________/</td></tr>
<tr><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100315"></a>Представитель эксплуатирующей организации<br>__________________________________________</td><td><a id="p100316"></a>/_____________________/</td></tr>
</table>






<a id="p100317"></a>Приложение N 6
к Руководству по безопасности
"Методика технического
диагностирования пунктов
редуцирования газа",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому,
технологическому
и атомному надзору
от 25 мая 2023 г. N 193

<a id="p100318"></a>(Рекомендуемый образец)


| <a id="p100319"></a>Протокол<br>испытаний на прочность оборудования<br>пункта редуцирования газа |
| --- |
| <a id="p100320"></a>Дата проведения контроля: |
|  |
| <a id="p100321"></a>Основание: |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100322"></a>Место проведения контроля: |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100323"></a>Организация, проводившая контроль: |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100324"></a>Объект контроля: |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100325"></a>Контрольно-измерительные приборы: |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100326"></a>Результаты контроля: |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100327"></a>Выводы и замечания: |
|  |



<table>
<colgroup><col width="66%"><col width="34%"></colgroup>
<tr><td><a id="p100328"></a>Руководитель работ:<br>__________________________________________</td><td><a id="p100329"></a>/_____________________/</td></tr>
<tr><td colspan="2"></td></tr>
<tr><td><a id="p100330"></a>Исполнитель:<br>__________________________________________</td><td><a id="p100331"></a>/_____________________/</td></tr>
<tr><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100332"></a>Представитель эксплуатирующей организации<br>__________________________________________</td><td><a id="p100333"></a>/_____________________/</td></tr>
</table>






<a id="p100334"></a>Приложение N 7
к Руководству по безопасности
"Методика технического
диагностирования пунктов
редуцирования газа",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому,
технологическому
и атомному надзору
от 25 мая 2023 г. N 193

<a id="p100335"></a>(Рекомендуемый образец)


| <a id="p100336"></a>Протокол<br>контроля функционирования пункта редуцирования газа |
| --- |
| <a id="p100337"></a>Дата проведения контроля: |
|  |
| <a id="p100338"></a>Основание: |
|  |
|  |
| <a id="p100339"></a>Место проведения контроля: |
|  |
|  |
| <a id="p100340"></a>Организация, проводившая контроль: |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100341"></a>Объект контроля: |
|  |
|  |
|  |
|  |
| <a id="p100342"></a>Оборудование и инструменты: |
|  |


<a id="p100343"></a>Результаты контроля:


| <a id="p100344"></a>Элементы объекта контроля | <a id="p100345"></a>Фактические рабочие параметры | <a id="p100346"></a>Характер обнаруженных неисправностей | <a id="p100347"></a>Исправен (не исправен) | <a id="p100348"></a>Меры по устранению обнаруженных неисправностей |
| --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |



| <a id="p100349"></a>Выводы по техническому состоянию и рекомендации: |
| --- |
|  |



<table>
<colgroup><col width="66%"><col width="34%"></colgroup>
<tr><td><a id="p100350"></a>Руководитель работ:<br>___________________________________________</td><td><a id="p100351"></a>/_____________________/</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p100352"></a>__________________________________________________________________</td></tr>
<tr><td><a id="p100353"></a>Исполнитель:<br>___________________________________________</td><td><a id="p100354"></a>/_____________________/</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p100355"></a>__________________________________________________________________</td></tr>
<tr><td><a id="p100356"></a>Представитель эксплуатирующей организации<br>___________________________________________</td><td><a id="p100357"></a>/_____________________/</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p100358"></a>__________________________________________________________________</td></tr>
</table>






<a id="p100359"></a>Приложение N 8
к Руководству по безопасности
"Методика технического
диагностирования пунктов
редуцирования газа",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому,
технологическому
и атомному надзору
от 25 мая 2023 г. N 193

<a id="p100360"></a>**КОЭФФИЦИЕНТ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ**

1. <a id="p100361"></a>Коэффициент технического состояния определяется при техническом диагностировании ПРГ по формуле:

<a id="p100362"></a>k = 1 - (A + B + C + D + E), (1)

<a id="p100363"></a>где: A - коэффициент технического состояния узла редуцирования и фильтров;
<a id="p100364"></a>B - коэффициент технического состояния технических устройств, не включенных в коэффициент A;
<a id="p100365"></a>C - коэффициент технического состояния разъемных соединений технических устройств и газопроводов;
<a id="p100366"></a>D - коэффициент технического состояния конструкции здания, блок-контейнера или шкафа ПРГ, строительных конструкций ПРГП;
<a id="p100367"></a>E - коэффициент технического состояния систем инженерно-технического обеспечения здания ГРП или ГРПБ.
2. <a id="p100368"></a>Коэффициент A равен 0,1 в случае, если по результатам технического диагностирования выявлены неисправности узла редуцирования и фильтров, без устранения которых в результате ремонта технического устройства его безопасная эксплуатация невозможна. В противном случае коэффициент технического состояния узла редуцирования и фильтров равен нулю.
3. <a id="p100369"></a>Коэффициент B определяется по формуле:

<a id="p100370"></a> $B = min(0,1; \frac{n}{u}),(2)$ 

<a id="p100371"></a>где: n - количество технических устройств, для которых по результатам технического диагностирования ПРГ выявлены неисправности, без устранения которых в результате ремонта технического устройства его безопасная эксплуатация невозможна, шт.;
<a id="p100372"></a>u - количество технических устройств, входящих в состав технологической части ПРГ, шт.
4. <a id="p100373"></a>Коэффициент C определяется по формуле:

<a id="p100374"></a> $C = min(0,1; \frac{m}{r}),(3)$ 

<a id="p100375"></a>где: m - количество разъемных соединений технических устройств и газопроводов ПРГ, для которых были обнаружены утечки в результате проведения контроля на герметичность, шт.;
<a id="p100376"></a>r - количество разъемных соединений технических устройств и газопроводов, шт.
5. <a id="p100377"></a>Коэффициент D определяется по таблице N 1.

<a id="p100378"></a>Таблица N 1

<a id="p100379"></a>Коэффициент технического состояния здания, блок-контейнера
или шкафа ПРГ, строительных конструкций ПРГП


| <a id="p100380"></a>Категория технического состояния здания, блок-контейнера или шкафа ПРГ, строительных конструкций ПРГП | <a id="p100381"></a>Коэффициент технического состояния здания, блок-контейнера или шкафа ПРГ, строительных конструкций ПРГП |
| --- | --- |
| <a id="p100382"></a>Конструкции, здания и сооружения, включая грунтовое основание, в нормативном техническом состоянии | <a id="p100383"></a>0 |
| <a id="p100384"></a>Конструкции, здания и сооружения, включая грунтовое основание, в работоспособном состоянии | <a id="p100385"></a>0,01 |
| <a id="p100386"></a>Конструкции, здания и сооружения, включая грунтовое основание, в ограниченно работоспособном состоянии | <a id="p100387"></a>0,05 |
| <a id="p100388"></a>Конструкции, здания и сооружения, включая грунтовое основание, в аварийном состоянии | <a id="p100389"></a>0,1 |


6. <a id="p100390"></a>Коэффициент E равен 0,01 в случае, если по результатам проведения технического диагностирования ПРГ выявлены неисправности, механические повреждения, разрушения систем или их частей. В противном случае коэффициент технического состояния систем инженерно-технического обеспечения зданий ГРП или ГРПБ равен нулю.





<a id="p100391"></a>Приложение N 9
к Руководству по безопасности
"Методика технического
диагностирования пунктов
редуцирования газа",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому,
технологическому
и атомному надзору
от 25 мая 2023 г. N 193

<a id="p100392"></a>*ПРИМЕР* РАСЧЕТА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ПРГ

1. <a id="p100393"></a>Исходные данные для примера расчета остаточного ресурса ПРГ приведены в таблице N 1:

<a id="p100394"></a>Таблица N 1

<a id="p100395"></a>Исходные данные диагностируемого ПРГ


| <a id="p100396"></a>Наименование исходных данных | <a id="p100397"></a>Значение |
| --- | --- |
| <a id="p100398"></a>Тип ПРГ | <a id="p100399"></a>ГРПШ |
| <a id="p100400"></a>Количество линий редуцирования ПРГ | <a id="p100401"></a>1 рабочая линия редуцирования |
| <a id="p100402"></a>Фактический срок эксплуатации ПРГ | <a id="p100403"></a>30 лет |
| <a id="p100404"></a>Продолжительность эксплуатации ПРГ, указанная в проектной документации | <a id="p100405"></a>30 лет |


2. <a id="p100406"></a>Исходные данные технических устройств, входящих в состав технологической части ПРГ, приведены в [таблице N 2](#p100413).
3. <a id="p100407"></a>От начала эксплуатации ПРГ до момента проведения технического диагностирования ПРГ не заменялись до истечения назначенного срока службы: редукционная арматура (РА); запорная арматура (ЗА7); предохранительная арматура (ПА); отключающая арматура (ОА).
4. <a id="p100408"></a>Остаточные ресурсы технических устройств, перечисленных в [пункте 3](#p100407) настоящего приложения (кроме РА, см. [пункт 10](#p100649) настоящего приложения), определяются по [формуле (1)](#p100151) в соответствии с [пунктом 53](#p100150) Руководства:

<a id="p100409"></a>zЗА7 = 35 - 30 = 5 лет;

<a id="p100410"></a>zПА = 40 - 30 = 10 лет;

<a id="p100411"></a>zОА = 40 - 30 = 10 лет.

<a id="p100412"></a>Таблица N 2

<a id="p100413"></a>Исходные данные технических устройств,
входящих в состав технологической части ПРГ


<table>
<colgroup><col width="5%"><col width="25%"><col width="12%"><col width="11%"><col width="11%"><col width="11%"><col width="13%"><col width="12%"></colgroup>
<tr><td><a id="p100414"></a>N п/п</td><td><a id="p100415"></a>Наименование технического устройства <a href="#p100581">&lt;1&gt;</a></td><td><a id="p100416"></a>Назначенный срок службы технического устройства, указанный изготовителем в технической документации, до первой замены, лет</td><td><a id="p100417"></a>Фактический срок службы технического устройства до первой замены, лет</td><td><a id="p100418"></a>Назначенный срок службы технического устройства, указанный изготовителем в технической документации, до второй замены, лет</td><td><a id="p100419"></a>Фактический срок службы технического устройства до второй замены, лет</td><td><a id="p100420"></a>Назначенный срок службы технического устройства, указанный изготовителем в технической документации, эксплуатируемого на момент проведения технического диагностирования ПРГ, лет</td><td><a id="p100421"></a>Фактический срок службы технического устройства, эксплуатируемого на момент проведения технического диагностирования ПРГ, лет</td></tr>
<tr><td><a id="p100422"></a>1</td><td><a id="p100423"></a>Редукционная арматура (РА)</td><td><a id="p100424"></a>-</td><td><a id="p100425"></a>-</td><td><a id="p100426"></a>-</td><td><a id="p100427"></a>-</td><td><a id="p100428"></a>30</td><td><a id="p100429"></a>30</td></tr>
<tr><td><a id="p100430"></a>2</td><td><a id="p100431"></a>Запорная арматура (ЗА1)</td><td><a id="p100432"></a>15</td><td><a id="p100433"></a>15</td><td><a id="p100434"></a>-</td><td><a id="p100435"></a>-</td><td><a id="p100436"></a>20</td><td><a id="p100437"></a>15</td></tr>
<tr><td><a id="p100438"></a>3</td><td><a id="p100439"></a>Запорная арматура (ЗА2)</td><td><a id="p100440"></a>15</td><td><a id="p100441"></a>13</td><td><a id="p100442"></a>-</td><td><a id="p100443"></a>-</td><td><a id="p100444"></a>20</td><td><a id="p100445"></a>17</td></tr>
<tr><td><a id="p100446"></a>4</td><td><a id="p100447"></a>Запорная арматура (ЗА3)</td><td><a id="p100448"></a>20</td><td><a id="p100449"></a>10</td><td><a id="p100450"></a>20</td><td><a id="p100451"></a>15</td><td><a id="p100452"></a>20</td><td><a id="p100453"></a>5</td></tr>
<tr><td><a id="p100454"></a>5</td><td><a id="p100455"></a>Запорная арматура (ЗА4)</td><td><a id="p100456"></a>15</td><td><a id="p100457"></a>15</td><td><a id="p100458"></a>20</td><td><a id="p100459"></a>10</td><td><a id="p100460"></a>20</td><td><a id="p100461"></a>5</td></tr>
<tr><td><a id="p100462"></a>6</td><td><a id="p100463"></a>Запорная арматура (ЗА5)</td><td><a id="p100464"></a>25</td><td><a id="p100465"></a>20</td><td><a id="p100466"></a>-</td><td><a id="p100467"></a>-</td><td><a id="p100468"></a>25</td><td><a id="p100469"></a>10</td></tr>
<tr><td><a id="p100470"></a>7</td><td><a id="p100471"></a>Запорная арматура (ЗА6)</td><td><a id="p100472"></a>25</td><td><a id="p100473"></a>25</td><td><a id="p100474"></a>-</td><td><a id="p100475"></a>-</td><td><a id="p100476"></a>25</td><td><a id="p100477"></a>5</td></tr>
<tr><td><a id="p100478"></a>8</td><td><a id="p100479"></a>Запорная арматура (ЗА7)</td><td><a id="p100480"></a>-</td><td><a id="p100481"></a>-</td><td><a id="p100482"></a>-</td><td><a id="p100483"></a>-</td><td><a id="p100484"></a>35</td><td><a id="p100485"></a>30</td></tr>
<tr><td><a id="p100486"></a>9</td><td><a id="p100487"></a>Предохранительная арматура (ПА)</td><td><a id="p100488"></a>-</td><td><a id="p100489"></a>-</td><td><a id="p100490"></a>-</td><td><a id="p100491"></a>-</td><td><a id="p100492"></a>40</td><td><a id="p100493"></a>30</td></tr>
<tr><td><a id="p100494"></a>10</td><td><a id="p100495"></a>Отключающая арматура (ОА)</td><td><a id="p100496"></a>-</td><td><a id="p100497"></a>-</td><td><a id="p100498"></a>-</td><td><a id="p100499"></a>-</td><td><a id="p100500"></a>40</td><td><a id="p100501"></a>30</td></tr>
<tr><td><a id="p100502"></a>11</td><td><a id="p100503"></a>Фильтр (Ф)</td><td><a id="p100504"></a>25</td><td><a id="p100505"></a>25</td><td><a id="p100506"></a>-</td><td><a id="p100507"></a>-</td><td><a id="p100508"></a>30</td><td><a id="p100509"></a>5</td></tr>
<tr><td><a id="p100510"></a>12</td><td><a id="p100511"></a>Контрольная арматура (КА1)</td><td><a id="p100512"></a>15</td><td><a id="p100513"></a>10</td><td><a id="p100514"></a>15</td><td><a id="p100515"></a>15</td><td><a id="p100516"></a>15</td><td><a id="p100517"></a>5</td></tr>
<tr><td><a id="p100518"></a>13</td><td><a id="p100519"></a>Контрольная арматура (КА2)</td><td><a id="p100520"></a>15</td><td><a id="p100521"></a>14</td><td><a id="p100522"></a>-</td><td></td><td><a id="p100523"></a>20</td><td><a id="p100524"></a>16</td></tr>
<tr><td><a id="p100525"></a>14</td><td><a id="p100526"></a>Контрольная арматура (КА3)</td><td><a id="p100527"></a>12</td><td><a id="p100528"></a>12</td><td><a id="p100529"></a>15</td><td><a id="p100530"></a>8</td><td><a id="p100531"></a>15</td><td><a id="p100532"></a>10</td></tr>
<tr><td><a id="p100533"></a>15</td><td><a id="p100534"></a>Контрольная арматура (КА4)</td><td><a id="p100535"></a>12</td><td><a id="p100536"></a>10</td><td><a id="p100537"></a>15</td><td><a id="p100538"></a>14</td><td><a id="p100539"></a>12</td><td><a id="p100540"></a>6</td></tr>
<tr><td><a id="p100541"></a>16</td><td><a id="p100542"></a>Контрольно-измерительный прибор (КИП1)</td><td><a id="p100543"></a>12</td><td><a id="p100544"></a>7</td><td><a id="p100545"></a>12</td><td><a id="p100546"></a>12</td><td><a id="p100547"></a>15</td><td><a id="p100548"></a>11</td></tr>
<tr><td><a id="p100549"></a>17</td><td><a id="p100550"></a>Контрольно-измерительный прибор (КИП2)</td><td><a id="p100551"></a>10</td><td><a id="p100552"></a>6</td><td><a id="p100553"></a>15</td><td><a id="p100554"></a>13</td><td><a id="p100555"></a>15</td><td><a id="p100556"></a>11</td></tr>
<tr><td><a id="p100557"></a>18</td><td><a id="p100558"></a>Контрольно-измерительный прибор (КИП3)</td><td><a id="p100559"></a>12</td><td><a id="p100560"></a>12</td><td><a id="p100561"></a>-</td><td><a id="p100562"></a>-</td><td><a id="p100563"></a>20</td><td><a id="p100564"></a>18</td></tr>
<tr><td><a id="p100565"></a>19</td><td><a id="p100566"></a>Контрольно-измерительный прибор (КИП4)</td><td><a id="p100567"></a>20</td><td><a id="p100568"></a>17</td><td><a id="p100569"></a>-</td><td><a id="p100570"></a>-</td><td><a id="p100571"></a>20</td><td><a id="p100572"></a>13</td></tr>
<tr><td><a id="p100573"></a>20</td><td><a id="p100574"></a>Контрольно-измерительный прибор (КИП5)</td><td><a id="p100575"></a>12</td><td><a id="p100576"></a>8</td><td><a id="p100577"></a>15</td><td><a id="p100578"></a>12</td><td><a id="p100579"></a>15</td><td><a id="p100580"></a>10</td></tr>
<tr><td colspan="8"><a id="p100581"></a>&lt;1&gt; Для цифровых показателей, указанных в таблице в качестве примера, наименования моделей/марок технических устройств не приводятся.</td></tr>
</table>


5. <a id="p100582"></a>Для остальных технических устройств проверяем выполнение неравенства (2) в соответствии с [пунктом 54](#p100156) Руководства:
<a id="p100583"></a>запорная арматура (ЗА1):

<a id="p100584"></a> $\frac{15}{20} < \frac{15}{15} ;$ 

<a id="p100585"></a>запорная арматура (ЗА2):

<a id="p100586"></a> $\frac{17}{20} < \frac{13}{15} ;$ 

<a id="p100587"></a>запорная арматура (ЗА3):

<a id="p100588"></a> $\frac{5}{20} < \frac{10}{20} ;$ 

<a id="p100589"></a>запорная арматура (ЗА4):

<a id="p100590"></a> $\frac{5}{20} < \frac{10}{20} ;$ 

<a id="p100591"></a>запорная арматура (ЗА5):

<a id="p100592"></a> $\frac{10}{25} < \frac{20}{25} ;$ 

<a id="p100593"></a>запорная арматура (ЗА6):

<a id="p100594"></a> $\frac{5}{25} < \frac{25}{25} ;$ 

<a id="p100595"></a>фильтр (Ф):

<a id="p100596"></a> $\frac{5}{30} < \frac{25}{25} ;$ 

<a id="p100597"></a>контрольная арматура (КА1):

<a id="p100598"></a> $\frac{5}{15} < \frac{10}{15} ;$ 

<a id="p100599"></a>контрольная арматура (КА2):

<a id="p100600"></a> $\frac{16}{20} < \frac{14}{15} ;$ 

<a id="p100601"></a>контрольная арматура (КА3):

<a id="p100602"></a> $\frac{10}{15} < \frac{8}{15} ;$ 

<a id="p100603"></a>контрольная арматура (КА4):

<a id="p100604"></a> $\frac{6}{12} < \frac{10}{12} ;$ 

<a id="p100605"></a>контрольно-измерительный прибор (КИП1):

<a id="p100606"></a> $\frac{11}{15} > \frac{7}{12} ;$ 

<a id="p100607"></a>контрольно-измерительный прибор (КИП2):

<a id="p100608"></a> $\frac{11}{15} > \frac{6}{10} ;$ 

<a id="p100609"></a>контрольно-измерительный прибор (КИП4):

<a id="p100610"></a> $\frac{13}{20} < \frac{17}{20} ;$ 

<a id="p100611"></a>контрольно-измерительный прибор (КИП5):

<a id="p100612"></a> $\frac{10}{15} = \frac{8}{12} ;$ 

6. <a id="p100613"></a>По результатам расчетов, произведенных в соответствии с [пунктом 5](#p100582) настоящего приложения, неравенство (2) выполняется для технических устройств:
<a id="p100614"></a>контрольная арматура (КА3);
<a id="p100615"></a>контрольно-измерительный прибор (КИП1);
<a id="p100616"></a>контрольно-измерительный прибор (КИП2);
<a id="p100617"></a>контрольно-измерительный прибор (КИП5).
7. <a id="p100618"></a>Остаточный ресурс для технических устройств, перечисленных в [пункте 6](#p100613) настоящего приложения, определяем по формуле (3) в соответствии с [пунктом 54](#p100156) Руководства:

<a id="p100619"></a> $z_{\text{КА}_{3}} = \frac{\frac{12}{12} + \frac{8}{15} + \frac{10}{15}}{3} \cdot (15 - 10) = 3,7\text{года};$ 

<a id="p100620"></a> $z_{\text{КИП}_{1}} = \frac{\frac{7}{12} + \frac{12}{12} + \frac{11}{15}}{3} \cdot (15 - 11) = 3,1\text{года};$ 

<a id="p100621"></a> $z_{\text{КИП}_{2}} = \frac{\frac{6}{10} + \frac{13}{15} + \frac{11}{15}}{3} \cdot (15 - 11) = 2,9\text{года};$ 

<a id="p100622"></a> $z_{\text{КИП}_{5}} = \frac{\frac{8}{12} + \frac{12}{15} + \frac{10}{15}}{3} \cdot (15 - 10) = 3,6\text{года}$ 

8. <a id="p100623"></a>По результатам расчетов, произведенных в соответствии с [пунктом 5](#p100582) настоящего приложения, неравенство (2) не выполняется для технических устройств:
<a id="p100624"></a>запорная арматура (ЗА1);
<a id="p100625"></a>запорная арматура (ЗА2);
<a id="p100626"></a>запорная арматура (ЗА3);
<a id="p100627"></a>запорная арматура (ЗА4);
<a id="p100628"></a>запорная арматура (ЗА5);
<a id="p100629"></a>запорная арматура (ЗА6);
<a id="p100630"></a>фильтр (Ф);
<a id="p100631"></a>контрольная арматура (КА1);
<a id="p100632"></a>контрольная арматура (КА2);
<a id="p100633"></a>контрольная арматура (КА4);
<a id="p100634"></a>контрольно-измерительный прибор (КИП3);
<a id="p100635"></a>контрольно-измерительный прибор (КИП4).
9. <a id="p100636"></a>Остаточный ресурс для технических устройств, перечисленных в [пункте 8](#p100623) настоящего приложения, определяем по формуле (4) в соответствии с [пунктом 55](#p100167) Руководства:

<a id="p100637"></a> $z_{\text{ЗА}_{1}} = \frac{\frac{15}{15}}{1} \cdot (20 - 15) = 5\text{лет};$ 

<a id="p100638"></a> $z_{\text{ЗА}_{2}} = \frac{\frac{13}{15}}{1} \cdot (20 - 17) = 2,6\text{года};$ 

<a id="p100639"></a> $z_{\text{ЗА}_{3}} = \frac{\frac{10}{20} + \frac{15}{20}}{2} \cdot (20 - 5) = 9,4\text{года};$ 

<a id="p100640"></a> $z_{\text{ЗА}_{4}} = \frac{\frac{15}{15} + \frac{10}{20}}{2} \cdot (20 - 15) = 3,75\text{года};$ 

<a id="p100641"></a> $z_{\text{ЗА}_{5}} = \frac{\frac{20}{25}}{1} \cdot (25 - 10) = 12\text{лет};$ 

<a id="p100642"></a> $z_{\text{ЗА}_{6}} = \frac{\frac{5}{25}}{1} \cdot (25 - 5) = 20\text{лет};$ 

<a id="p100643"></a> $z_{\text{ф}} = \frac{\frac{25}{25}}{1} \cdot (30 - 5) = 25\text{лет};$ 

<a id="p100644"></a> $z_{\text{КА}_{1}} = \frac{\frac{10}{15} + \frac{15}{15}}{2} \cdot (15 - 5) = 8,3\text{года};$ 

<a id="p100645"></a> $z_{\text{КА}_{2}} = \frac{\frac{14}{15}}{1} \cdot (20 - 16) = 3,7\text{года};$ 

<a id="p100646"></a> $z_{\text{КА}_{4}} = \frac{\frac{10}{12} + \frac{14}{15}}{2} \cdot (12 - 6) = 5,3\text{года};$ 

<a id="p100647"></a> $z_{\text{КИП}_{3}} = \frac{\frac{12}{12}}{1} \cdot (20 - 18) = 2\text{года};$ 

<a id="p100648"></a> $z_{\text{КИП}_{4}} = \frac{\frac{17}{20}}{1} \cdot (20 - 13) = 6\text{лет}.$ 

10. <a id="p100649"></a>В нашем случае в акте технического диагностирования ПРГ в рекомендациях по дальнейшей эксплуатации ПРГ должно указываться требование о замене редукционной арматуры (РА) на новую, так как назначенный срок службы истекает в момент проведения технического диагностирования ПРГ. В качестве примера рассмотрим следующее:
<a id="p100650"></a>назначенный срок службы новой редукционной арматуры (РА<sub>1</sub>) составляет 40 лет;
<a id="p100651"></a>остаточный ресурс редукционной арматуры (РА) определяем по формуле (5) в соответствии с [пунктом 56](#p100169) Руководства:

<a id="p100652"></a> $z_{\text{РА}} = \frac{30}{30} \cdot 40 = 40\text{лет}.$ 

11. <a id="p100653"></a>Остаточный ресурс ПРГ определяем по формуле (6) в соответствии с [пунктом 58](#p100176) Руководства:

<a id="p100654"></a> ![формула](https://i.bukva.ai/XR8Kmnc6m/img_0.png) 

<a id="p100655"></a>коэффициент технического состояния в качестве примера принимается равным 1.





<a id="p100656"></a>Приложение N 10
к Руководству по безопасности
"Методика технического
диагностирования пунктов
редуцирования газа",
утвержденному приказом
Федеральной службы
по экологическому,
технологическому
и атомному надзору
от 25 мая 2023 г. N 193

<a id="p100657"></a>(Рекомендуемый образец)


<table>
<colgroup><col width="50%"><col width="16%"><col width="14%"><col width="20%"></colgroup>
<tr><td colspan="4"><a id="p100658"></a>АКТ<br>технического диагностирования пункта редуцирования газа</td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100659"></a>Дата "___" _________ 20__ г.</td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100660"></a>Имущественная принадлежность пункта редуцирования газа:</td></tr>
<tr><td colspan="4"></td></tr>
<tr><td colspan="4"></td></tr>
<tr><td colspan="4"></td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100661"></a>Эксплуатирующая организация:</td></tr>
<tr><td colspan="4"></td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100662"></a>1. Наименование пункта редуцирования газа:</td></tr>
<tr><td colspan="4"></td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100663"></a>2. Адрес расположения пункта редуцирования газа:</td></tr>
<tr><td colspan="4"></td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100664"></a>3. Характеристика пункта редуцирования газа:</td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100665"></a>а) тип пункта редуцирования газа:</td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100666"></a>б) количество рабочих линий редуцирования, шт.:</td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100667"></a>в) входное давление по каждой линии редуцирования, Мпа:</td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100668"></a>г) выходное давление по каждой линии редуцирования, Мпа:</td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100669"></a>д) наличие и количество резервных линий редуцирования:</td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100670"></a>е) пропускная способность по каждой линии редуцирования, м3/ч:</td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100671"></a>ж) наименование моделей регуляторов по каждой линии редуцирования:</td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100672"></a>з) диаметры присоединительных газопроводов, мм:</td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100673"></a>и) год(ы) строительства:</td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100674"></a>4. Выводы о техническом состоянии пункта редуцирования газа:</td></tr>
<tr><td colspan="4"></td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100675"></a>5. Выводы о возможности дальнейшей эксплуатации:</td></tr>
<tr><td colspan="4"></td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100676"></a>6. Остаточный срок службы:</td></tr>
<tr><td colspan="4"></td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100677"></a>Акт составил:</td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100678"></a>(должность, наименование организации)</td></tr>
<tr><td colspan="4"></td></tr>
<tr><td><a id="p100679"></a>(Ф.И.О.)</td><td colspan="2"><a id="p100680"></a>(подпись)</td><td><a id="p100681"></a>(дата)</td></tr>
<tr><td colspan="4"></td></tr>
<tr><td colspan="4"></td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100682"></a>(должность, наименование организации)</td></tr>
<tr><td colspan="4"></td></tr>
<tr><td><a id="p100683"></a>(Ф.И.О.)</td><td colspan="2"><a id="p100684"></a>(подпись)</td><td><a id="p100685"></a>(дата)</td></tr>
<tr><td colspan="4"></td></tr>
<tr><td colspan="4"></td></tr>
<tr><td colspan="4"></td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p100686"></a>Представитель эксплуатирующей организации</td><td colspan="2"><a id="p100687"></a>/____________________/</td></tr>
</table>




<a id="p100688"></a>

---