---
title: "Приказ Ростехнадзора от 09.10.2023 N 364"
number: "364"
issuer: "Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору"
issued_on: 2023-10-09
status: действует
canonical: "https://bukva.ai/docs/prikaz-364-2023-rostehnadzor-federalnaya"
---

## Приказ Ростехнадзора от 09.10.2023 N 364

# Приказ Ростехнадзора от 09.10.2023 N 364

"Об утверждении Руководства по безопасности "Рекомендации по обследованию подземных стальных газопроводов"


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


#### <a id="p100002"></a>ПРИКАЗ

от 9 октября 2023 г. N 364

<a id="p100003"></a>**ОБ УТВЕРЖДЕНИИ РУКОВОДСТВА**
**ПО БЕЗОПАСНОСТИ "РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОБСЛЕДОВАНИЮ ПОДЗЕМНЫХ**
**СТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ"**

<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 "Рекомендации по обследованию подземных стальных газопроводов".
2. <a id="p100006"></a>Признать утратившим силу приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 6 февраля 2017 г. N 47 "Об утверждении руководства по безопасности "Инструкция по техническому диагностированию подземных стальных газопроводов".

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





<a id="p100008"></a>Утверждено
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364


## <a id="p100009"></a>РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ "РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОБСЛЕДОВАНИЮ ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ"



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


1. <a id="p100011"></a>Руководство по безопасности "Рекомендации по обследованию подземных стальных газопроводов" (далее - Руководство) утверждено 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", требований 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 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 11 декабря 2020 г., регистрационный N 61391) (далее - Правила проведения ЭПБ), 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 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 30 декабря 2020 г., регистрационный N 61962).
2. <a id="p100012"></a>Руководство содержит рекомендации по проведению обследования подземных стальных газопроводов (далее - газопроводы).
3. <a id="p100013"></a>Для выполнения требований, указанных в [Правилах](https://bukva.ai/docs/prikaz-420-2020-rostehnadzor-federalnaya#p100010) проведения ЭПБ, организации, выполняющие обследование газопроводов, помимо способов (методов), рекомендованных в Руководстве, могут использовать иные способы (методы).
4. <a id="p100014"></a>В Руководстве используются термины и определения, приведенные в [приложении N 1](#p100354) к Руководству.
5. <a id="p100015"></a>Действие Руководства распространяется на газопроводы, по которым транспортируются:
<a id="p100016"></a>а) природный газ под давлением свыше 0,005 мегапаскаля, соответствующий требованиям межгосударственного стандарта "Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия" (ГОСТ 5542-2014), введенного в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1289-st-2014) Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 9 октября 2014 г. N 1289-ст (далее - ГОСТ 5542-2014);
<a id="p100017"></a>б) сжиженные углеводородные газы под давлением свыше 0,005 мегапаскаля, не превышающим 1,6 мегапаскаля, соответствующие требованиям межгосударственного стандарта "Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия" (ГОСТ 20448-2018), введенного в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-731-st-2018) Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 9 октября 2018 г. N 731-ст (далее - ГОСТ 20448-2018).
6. <a id="p100018"></a>Обследование газопроводов рекомендуется проводить с целью:
<a id="p100019"></a>оценки фактического состояния газопровода;
<a id="p100020"></a>установления остаточного срока службы (предельного срока эксплуатации) газопровода;
<a id="p100021"></a>разработки рекомендаций по обеспечению безопасной эксплуатации газопровода, до прогнозируемого перехода его в предельное состояние.
7. <a id="p100022"></a>Объектом обследования рекомендуется выбирать газопровод, построенный по одной проектной документации, имеющий одну исполнительную документацию и один строительный паспорт, транспортирующий газ с одинаковым рабочим давлением согласно проектной документации.
<a id="p100023"></a>В состав обследуемого объекта (независимо от даты ввода в эксплуатацию) рекомендуется включать распределительные газопроводы и газопроводы-вводы, технологически присоединенные к действующей сети газораспределения или другому источнику газа.
8. <a id="p100024"></a>Организация работ по обследованию газопроводов может осуществляться организацией, выполняющей техническую эксплуатацию газопроводов (далее - эксплуатирующая организация).
9. <a id="p100025"></a>Обследование газопровода рекомендуется выполнять в присутствии (при необходимости - с участием) работника(ов) эксплуатационной организации, назначаемого(ых) техническим руководителем эксплуатационной организации для выполнения данного вида работ.
10. <a id="p100026"></a>Источниками исходных данных для планирования работ по обследованию газопроводов может являться проектная и исполнительная документация, эксплуатационный паспорт газопровода (далее - паспорт газопровода), результаты предыдущих обследований.
11. <a id="p100027"></a>Результаты обследования газопроводов могут использоваться при проведении экспертизы промышленной безопасности газопроводов.
12. <a id="p100028"></a>При проведении обследования газопровода выявляются имеющиеся дефекты и повреждения:
<a id="p100029"></a>металла труб, в том числе сварных соединений;
<a id="p100030"></a>защитного покрытия газопровода;
<a id="p100031"></a>технических устройств, установленных на газопроводе.
13. <a id="p100032"></a>К дефектам и повреждениям металла трубы газопровода относятся: коррозионные повреждения: сквозные, локальные (язвенные или точечные) и общие (сплошные);
<a id="p100033"></a>механические и прочие повреждения (вмятины, задиры, трещины и т.д.);
<a id="p100034"></a>заводские повреждения, включая дефекты заводских продольных и спиральных швов сварных соединений;
<a id="p100035"></a>дефекты монтажных сварных соединений (трещины всех видов и направлений, прожоги, незаваренные кратеры, выходящие на поверхность поры, подрезы глубиной более 5 процентов толщины стенки труб или более 0,5 миллиметров и длиной более 1/3 периметра стыка или более 150 миллиметров).
14. <a id="p100036"></a>К дефектам и повреждениям защитного покрытия газопровода относятся:
<a id="p100037"></a>повреждение или отсутствие покрытия;
<a id="p100038"></a>отсутствие грунтовочного подслоя (праймера);
<a id="p100039"></a>неравномерность, вздутие;
<a id="p100040"></a>наличие пазух;
<a id="p100041"></a>отсутствие армирующего слоя;
<a id="p100042"></a>деструкция (потеря механической прочности клеящего подслоя);
<a id="p100043"></a>отсутствие адгезии защитного покрытия к металлу трубы газопровода;
<a id="p100044"></a>несоответствие типа покрытия газопровода проектной документации.
15. <a id="p100045"></a>Документацию, оформленную по результатам проведения обследования газопровода, рекомендуется прикладывать к комплекту эксплуатационной документации на газопровод.


### <a id="p100046"></a>II. РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ЭТАПЫ ОБСЛЕДОВАНИЯ


16. <a id="p100047"></a>В обследование газопровода рекомендуется включать следующие основные этапы:
<a id="p100048"></a>анализ технической документации;
<a id="p100049"></a>разработку и утверждение программы обследования газопровода;
<a id="p100050"></a>обследование газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовое);
<a id="p100051"></a>шурфовое обследование газопровода;
<a id="p100052"></a>оценку фактического технического состояния газопровода;
<a id="p100053"></a>определение остаточного ресурса газопровода;
<a id="p100054"></a>оформление результатов обследования газопровода.
17. <a id="p100055"></a>Перечень и объем работ по обследованию газопровода рекомендуется определять индивидуально для каждого конкретного объекта. Оценку фактического технического состояния газопровода рекомендуется осуществлять на основании одного или нескольких методов, с учетом конкретных условий, ответственности обследуемого объекта и требуемой надежности контроля.


### <a id="p100056"></a>III. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ


18. <a id="p100057"></a>При обследовании газопроводов рекомендуется анализировать техническую документацию на газопроводы, в том числе эксплуатационную документацию на технические устройства, входящие в состав газопроводов.
19. <a id="p100058"></a>Рекомендуемой целью анализа технической документации является сбор, обобщение и анализ данных, характеризующих динамику изменений технического состояния газопровода при его эксплуатации.
<a id="p100059"></a>При рассмотрении технической документации рекомендуется анализировать выявленные при эксплуатации (в результате проведения технических обследований, оценок технического состояния газопровода, ремонтов):
<a id="p100060"></a>динамику изменения свойств защитного покрытия;
<a id="p100061"></a>динамику изменения режимов работы средств электрохимической защиты (далее - средства ЭХЗ);
<a id="p100062"></a>характер выявленных дефектов и повреждений газопровода.
20. <a id="p100063"></a>При проведении обследования газопровода рекомендуется анализировать документацию, относящуюся ко всем этапам жизненного цикла газопровода:
<a id="p100064"></a>проектную документацию на газопровод, в том числе материалы изысканий, исследования грунтов, сертификаты на материалы и оборудование;
<a id="p100065"></a>исполнительную документацию;
<a id="p100066"></a>результаты приемо-сдаточных испытаний;
<a id="p100067"></a>эксплуатационный паспорт газопровода;
<a id="p100068"></a>документацию с результатами проведения регламентных работ по мониторингу технического состояния газопровода в процессе его эксплуатации;
<a id="p100069"></a>акты о проведении ремонтов и аварийно-восстановительных работ, включая ремонт сварных соединений;
<a id="p100070"></a>документацию, содержащую информацию о проведении работ по капитальному ремонту и реконструкции газопровода (или его участков);
<a id="p100071"></a>рабочий проект и эксплуатационный паспорт средств ЭХЗ.
21. <a id="p100072"></a>В случае отсутствия или неполной комплектности технической документации рекомендуется проведение обследования с последующим занесением в эксплуатационный паспорт характеристик газопровода, установленных по результатам технического обследования.
22. <a id="p100073"></a>По результатам анализа технической документации рекомендуется устанавливать следующие характеристики:
<a id="p100074"></a>а) газопровода:
<a id="p100075"></a>назначение газопровода;
<a id="p100076"></a>год(ы) постройки газопровода (его участков);
<a id="p100077"></a>год ввода газопровода в эксплуатацию;
<a id="p100078"></a>давление по проекту (расчетное);
<a id="p100079"></a>давление рабочее;
<a id="p100080"></a>протяженность газопровода с указанием участков, имеющих различный диаметр;
<a id="p100081"></a>б) трассы:
<a id="p100082"></a>места параллельной прокладки и пересечения газопровода с естественными (реки, овраги, ручьи и т.д.) и искусственными (мосты, тоннели, железнодорожные и трамвайные пути, автомобильные дороги) преградами;
<a id="p100083"></a>места пересечения газопровода с сетями инженерно-технического обеспечения (тепловыми сетями, электрическими кабелями и т.д.);
<a id="p100084"></a>участки приближения сетей инженерно-технического обеспечения с указанием протяженности участков, проложенных смежно с газопроводом;
<a id="p100085"></a>врезки в газопровод с указанием диаметра и даты врезки;
<a id="p100086"></a>глубина заложения газопровода проектная и фактическая, полученная во время последних замеров (если глубина заложения не является постоянной, указывается ее минимальное и максимальное значения с привязкой к конкретным участкам трассы);
<a id="p100087"></a>наличие колодцев, футляров, конденсатосборников, контрольно-измерительных пунктов, электроизолирующих соединений, других сооружений и технических устройств на газопроводе;
<a id="p100088"></a>в) труб:
<a id="p100089"></a>наружный диаметр и толщина стенки труб;
<a id="p100090"></a>нормативные документы на трубы (стандарт, технические условия);
<a id="p100091"></a>сертификационные данные на трубы;
<a id="p100092"></a>г) грунта:
<a id="p100093"></a>тип грунта по трассе газопровода;
<a id="p100094"></a>наличие подстилающего слоя, отличного от основного грунта в траншее газопровода;
<a id="p100095"></a>наличие грунта засыпки (присыпки) газопровода, отличного от основного грунта;
<a id="p100096"></a>удельное электрическое сопротивление грунта по трассе газопровода;
<a id="p100097"></a>удельное электрическое сопротивление грунта засыпки газопровода;
<a id="p100098"></a>наличие участков с особыми грунтовыми условиями (пучинистыми, просадочными, набухающими и другими грунтами) и участков, проходящих по карстовым и подрабатываемым территориям с указанием протяженности;
<a id="p100099"></a>наличие участков с высоким уровнем грунтовых вод с указанием максимального и минимального уровней;
<a id="p100100"></a>д) защитного покрытия:
<a id="p100101"></a>тип защитного покрытия;
<a id="p100102"></a>материал защитного покрытия (при строительстве и ремонте);
<a id="p100103"></a>переходное электрическое сопротивление покрытия (на момент строительства и данные последующих замеров, произведенных в случае ремонта);
<a id="p100104"></a>механические свойства покрытия (величина адгезии, сопротивление сдвигу и т.д.);
<a id="p100105"></a>е) системы ЭХЗ:
<a id="p100106"></a>тип средств ЭХЗ (катодная станция, дренажная установка, протекторная установка) с указанием проектных отметок мест установки;
<a id="p100107"></a>дата ввода в эксплуатацию;
<a id="p100108"></a>сведения о внесении изменений в систему ЭХЗ в течение всего срока эксплуатации газопровода;
<a id="p100109"></a>значения защитных потенциалов, измеренные в опорных точках, между участками газопровода в земле относительно насыщенного медносульфатного электрода сравнения (далее - МЭС);
<a id="p100110"></a>наладочный и рабочий режим работы средств ЭХЗ;
<a id="p100111"></a>расположение и исправность действующих электроизолирующих соединений и шунтирующих токовых перемычек.
23. <a id="p100112"></a>При проведении анализа технической документации рекомендуется учитывать сведения:
<a id="p100113"></a>об имевших место повреждениях защитного покрытия, их количестве, динамике выявления, характере и методах ремонта с указанием расположения на схеме газопровода;
<a id="p100114"></a>об имевших место коррозионных повреждениях газопровода, их количестве, динамике выявления, характере и методах ремонта с указанием расположения на схеме газопровода;
<a id="p100115"></a>о ремонтах средств ЭХЗ, в том числе о перерывах в работе за последние 10 лет.
24. <a id="p100116"></a>По результатам выполнения анализа технической документации рекомендуется составлять:
<a id="p100117"></a>схему обследуемого газопровода с указанием потенциально опасных участков;
<a id="p100118"></a>акт анализа технической документации газопровода, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 2](#p100397) к Руководству.
25. <a id="p100119"></a>Схему обследуемого газопровода рекомендуется выполнять с привязками к зданиям и сооружениям на основе плана газопровода, предоставляемого эксплуатационной организацией в составе исполнительной документации.
<a id="p100120"></a>На схеме обследуемого газопровода рекомендуется указывать:
<a id="p100121"></a>трассу газопровода со сквозным делением протяженности в метрах, начиная от начала газопровода до его конца, с привязкой всех существующих пикетов к расстоянию от начала трассы;
<a id="p100122"></a>технические устройства и сооружения, установленные на газопроводе (колодцы, запорная арматура, конденсатосборники, контрольно-измерительные пункты, электроизолирующие соединения и т.д.), места входов и выходов газопровода из земли, врезки в газопровод с указанием расстояния до ближайшего пикета;
<a id="p100123"></a>места параллельной прокладки и пересечения со всеми сетями инженерно-технического обеспечения, а также с естественными и искусственными преградами в пределах охранной зоны газопровода;
<a id="p100124"></a>места проведения ремонтов;
<a id="p100125"></a>значения потенциалов в опорных точках газопровода, полученные во время последних замеров.


### <a id="p100126"></a>IV. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАЗРАБОТКЕ И УТВЕРЖДЕНИЮ ПРОГРАММЫ ОБСЛЕДОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА


26. <a id="p100127"></a>Выполнение работ по обследованию газопровода рекомендуется проводить по программе технического обследования газопровода, разработанной в соответствии с требованиями документов в области промышленной безопасности, технического регулирования и стандартизации в части порядка выполнения отдельных видов работ, выполняемых при обследовании газопровода.
27. <a id="p100128"></a>Программа обследования газопровода разрабатывается организацией, выполняющей обследование газопровода, утверждается эксплуатационной организацией и собственником газопровода.
28. <a id="p100129"></a>Рекомендуемая программа проведения технического обследования газопровода приведена в [приложении N 3](#p100482) к Руководству.


### <a id="p100130"></a>V. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОБСЛЕДОВАНИЮ ГАЗОПРОВОДА БЕЗ ВСКРЫТИЯ ГРУНТА (БЕСШУРФОВОЕ)


29. <a id="p100131"></a>Проведение работ по обследованию газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовому) рекомендуется осуществлять с целью:
<a id="p100132"></a>сбора и анализа данных о техническом состоянии газопровода;
<a id="p100133"></a>поиска мест дефектов и сквозных повреждений защитного покрытия и металла трубы;
<a id="p100134"></a>определения необходимости шурфового обследования и мест производства шурфов.
30. <a id="p100135"></a>При обследовании газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовом) рекомендуется выполнять:
<a id="p100136"></a>проверку соответствия трассы газопровода исполнительной документации;
<a id="p100137"></a>проверку газопровода на герметичность;
<a id="p100138"></a>оценку защитного покрытия на наличие дефектов и сквозных повреждений;
<a id="p100139"></a>оценку коррозионной агрессивности грунта;
<a id="p100140"></a>определение опасного влияния блуждающего постоянного и переменного токов;
<a id="p100141"></a>проверку эффективности работы средств ЭХЗ;
<a id="p100142"></a>проверку состояния технических устройств, установленных на газопроводе;
<a id="p100143"></a>выявление участков газопровода с аномалиями металла труб.
31. <a id="p100144"></a>При проверке соответствия фактического местоположения газопровода и данных, содержащихся в исполнительной документации,
<a id="p100145"></a>рекомендуется выявлять:
<a id="p100146"></a>места застройки и приближения к зданиям (сооружениям) на расстояния меньше нормативных;
<a id="p100147"></a>наличие деревьев и кустарников в пределах охранной зоны газопровода;
<a id="p100148"></a>смежные сети инженерно-технического обеспечения, построенные с нарушениями требований действующей нормативно-технической документации.
<a id="p100149"></a>Случаи смещения газопровода от своей оси вследствие воздействия на него механических нагрузок различной природы рекомендуется выявлять:
<a id="p100150"></a>приборным методом с использованием трассоискателей;
<a id="p100151"></a>визуальным методом (при наличии смещения грунта в зоне укладки газопровода).
32. <a id="p100152"></a>Проверку газопровода на герметичность рекомендуется проводить с целью обнаружения и установления мест утечек газа по трассе газопровода. Герметичность газопровода рекомендуется проверять газоиндикаторами с принудительным пробоотбором с порогом чувствительности не менее 0,001 процента (по объемной доле СЕЦ).
33. <a id="p100153"></a>Проверку состояния защитного покрытия газопровода без вскрытия грунта рекомендуется проводить для определения мест расположения дефектов и повреждений защитного покрытия газопровода.
34. <a id="p100154"></a>Дефекты и повреждения защитного слоя рекомендуется выявлять электрометрическим методом по наличию контакта металла трубопровода с грунтом. В зонах с наличием индустриальных помех рекомендуется применять приборы, исключающие их влияние.
35. <a id="p100155"></a>Оценку коррозионной агрессивности грунта по отношению к металлу (включая биокоррозионную агрессивность грунтов) при обследовании газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовом) рекомендуется проводить в соответствии с межгосударственным стандартом "Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии" (ГОСТ 9.602-2016), введенным в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1327-st-2016) Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 7 октября 2016 г. N 1327-ст (далее - ГОСТ 9.602).
36. <a id="p100156"></a>Коррозионную агрессивность грунта по отношению к углеродистой и низколегированной стали рекомендуется оценивать качественно (низкая, средняя, высокая) по величинам:
<a id="p100157"></a>удельного электрического сопротивления грунта, измеренного в полевых и лабораторных условиях;
<a id="p100158"></a>средней плотности катодного тока, необходимого для смещения потенциала стали в грунте на 100 милливольт отрицательнее стационарного потенциала (потенциала коррозии).
37. <a id="p100159"></a>Определение опасного влияния блуждающего постоянного и переменного токов и оформление результатов при обследовании газопровода без вскрытия грунта (бесшурфовом) рекомендуется проводить в соответствии с ГОСТ 9.602.
38. <a id="p100160"></a>Оценку эффективности работы средств ЭХЗ газопровода рекомендуется проводить с целью оценки обеспеченности последнего катодной поляризацией в соответствии с межгосударственным стандартом "Системы газораспределительные. Требования к эксплуатации сетей газораспределения природного газа" (ГОСТ 34741-2021), введенным в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1191-st-2021) Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 20 октября 2021 г. N 1191-ст (далее - ГОСТ 34741-2021).
39. <a id="p100161"></a>Оценку эффективности катодной поляризации газопровода рекомендуется проводить в соответствии с нормативными требованиями путем:
<a id="p100162"></a>сопоставления значений измеренных поляризационных (или суммарных) потенциалов с их допустимыми защитными значениями;
<a id="p100163"></a>контроля рабочих параметров средств ЭХЗ.
40. <a id="p100164"></a>Для оценки технического состояния установок ЭХЗ рекомендуется определять:
<a id="p100165"></a>период неработоспособности установки за последние 10 лет;
<a id="p100166"></a>запас номинальных параметров по току и мощности.
<a id="p100167"></a>Результаты проверки эффективности средств ЭХЗ газопровода рекомендуется оформлять протоколом, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 4](#p100513) к Руководству.
41. <a id="p100168"></a>При проведении работ по обследованию газопровода без вскрытия грунта рекомендуется проверять состояние установленных на газопроводе технических устройств:
<a id="p100169"></a>запорной и регулирующей и запорно-регулирующей арматуры на подземных (установленной в колодцах, в грунте под ковер) и надземных участках газопровода;
<a id="p100170"></a>гидрозатворов.
<a id="p100171"></a>При проверке технического состояния трубопроводной арматуры рекомендуется проводить:
<a id="p100172"></a>внешний осмотр арматуры для выявления перекосов, раковин, трещин, коррозии, загрязнений и других дефектов;
<a id="p100173"></a>проверку герметичности сварных, резьбовых, фланцевых соединений и сальниковых уплотнений прибором или пенообразующим раствором;
<a id="p100174"></a>проверку работоспособности затвора частичным перемещением запирающего элемента;
<a id="p100175"></a>проверку состояния крепежных элементов фланцевых соединений;
<a id="p100176"></a>проверку работоспособности привода в соответствии с документацией изготовителя;
<a id="p100177"></a>проверку состояния изоляционного покрытия (окраски).
<a id="p100178"></a>Для арматуры, установленной в газовых колодцах, рекомендуется дополнительно проверять:
<a id="p100179"></a>состояние крышки газового колодца;
<a id="p100180"></a>загазованность газового колодца;
<a id="p100181"></a>наличие воды и мусора в газовом колодце;
<a id="p100182"></a>наличие и исправность шунтирующих электроперемычек;
<a id="p100183"></a>состояние уплотнения футляров газопроводов, состояния конструкции колодцев, стен, скоб, лестниц, гидроизоляции колодцев;
<a id="p100184"></a>состояние компенсаторов (герметичность, наличие коррозии и дефектов).
<a id="p100185"></a>Для шаровых кранов, установленных в грунте под ковер, рекомендуется проверять:
<a id="p100186"></a>состояние и исправность крышки ковера и отмостки ковера;
<a id="p100187"></a>наличие воды в ковере;
<a id="p100188"></a>отсутствие утечки газа под крышку штока крана путем ослабления болта (сапуна);
<a id="p100189"></a>работу крана в положениях "открыто-закрыто", без полного закрытия крана;
<a id="p100190"></a>исправность приводного устройства.
<a id="p100191"></a>Для гидрозатворов рекомендуется выполнять проверку:
<a id="p100192"></a>герметичности резьбовых соединений гидрозатворов;
<a id="p100193"></a>оголовков стояков гидрозатворов, резьбы пробок кранов на отсутствие повреждений;
<a id="p100194"></a>состояния выводов (излишне занижены или выходят за пределы крышек ковера);
<a id="p100195"></a>состояния стояков гидрозатворов на предмет возможного затопления их талыми водами;
<a id="p100196"></a>состояния кранов и других деталей гидрозатворов.
<a id="p100197"></a>Результаты проверки состояния технических устройств, установленных на газопроводе, рекомендуется оформлять протоколом, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 5](#p100564) к Руководству.
42. <a id="p100198"></a>Выявление участков газопровода с аномалиями металла труб рекомендуется проводить с целью определения дефектных участков и мест повышенных напряжений газопроводов.
<a id="p100199"></a>Определение и уточнение мест расположения прогнозируемых дефектов без вскрытия грунта (бесшурфовое) рекомендуется проводить разрешенными к применению методами, позволяющими дистанционно выявлять места коррозионных или иных повреждений, в том числе в результате внутритрубного, бесконтактного магнитометрического обследований и других.
<a id="p100200"></a>Результаты обследования без вскрытия грунта (бесшурфового) рекомендуется указывать в акте обследования газопровода без вскрытия грунта, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 6](#p100586) к Руководству.
<a id="p100201"></a>В случае проведения внутритрубного обследования допускается не проводить шурфовое обследование в соответствии с [разделом VI](#p100203).
43. <a id="p100202"></a>Результаты обследования без вскрытия грунта (бесшурфового) рекомендуется оформлять документом по форме, установленной рекомендациями к проведению и оформлению применяемого метода обследования.


### <a id="p100203"></a>VI. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ШУРФОВОМУ ОБСЛЕДОВАНИЮ ГАЗОПРОВОДА


44. <a id="p100204"></a>Работы по шурфовому обследованию газопровода рекомендуется проводить с целью:
<a id="p100205"></a>анализа дефектов и повреждений металла труб и защитного покрытия газопровода, выявленных при обследовании без вскрытия грунта (бесшурфовом);
<a id="p100206"></a>определения фактических свойств защитного покрытия и металла труб газопровода в шурфах.
45. <a id="p100207"></a>Шурфы рекомендуется предусматривать в местах, где в результате проведения работ по обследованию газопровода без вскрытия грунта выявлены:
<a id="p100208"></a>негерметичность газопровода;
<a id="p100209"></a>дефекты и сквозные повреждения защитного покрытия.
<a id="p100210"></a>При отсутствии утечек газа и повреждений защитного покрытия шурфы рекомендуется предусматривать на потенциально опасных участках газопровода, где имеется воздействие (или присутствие) следующих факторов (или их сочетание):
<a id="p100211"></a>высокая коррозионная агрессивность грунта;
<a id="p100212"></a>область действия блуждающих токов;
<a id="p100213"></a>нарушения в работе средств ЭХЗ;
<a id="p100214"></a>аномалия металла трубы;
<a id="p100215"></a>использование приборов затруднено индустриальными помехами,
<a id="p100216"></a>а также для участков газопроводов:
<a id="p100217"></a>проложенных в грунтах II типа просадочности;
<a id="p100218"></a>проложенных в чрезмерно пучинистых и сильнопучинистых грунтах в зоне сезонного промерзания без отсыпки песчаным грунтом;
<a id="p100219"></a>проложенных в многолетнемерзлых грунтах на участках их оттаивания;
<a id="p100220"></a>при наличии действующих оползней;
<a id="p100221"></a>на территориях, где за время эксплуатации газопровода зафиксированы землетрясения или производились горные разработки;
<a id="p100222"></a>в местах проявления аномалий в процессе эксплуатации (деформации грунта, неоднократные продольные и поперечные перемещения, изменения глубины заложения ниже нормативной и т.д.);
<a id="p100223"></a>в местах возможной деформации газопровода при выявлении изменений его местоположения.
46. <a id="p100224"></a>В состав работ по определению фактического технического состояния газопровода во вскрытых шурфах рекомендуется включать:
<a id="p100225"></a>проверку герметичности газопровода;
<a id="p100226"></a>определение состояния защитного покрытия;
<a id="p100227"></a>определение состояния поверхности металла и контроль геометрических размеров трубы;
<a id="p100228"></a>определение физико-механических свойств металла трубы;
<a id="p100229"></a>визуальный и измерительный контроль монтажных сварных соединений, попавших в пределы шурфа;
<a id="p100230"></a>иные методы неразрушающего контроля монтажных сварных соединений, предусмотренных программой;
<a id="p100231"></a>определение состояния сварных соединений;
<a id="p100232"></a>определение коррозионной агрессивности грунта;
<a id="p100233"></a>определение биокоррозионной агрессивности грунта;
<a id="p100234"></a>определение опасного влияния блуждающего постоянного и переменного токов.
47. <a id="p100235"></a>Проверку герметичности газопровода во вскрытом шурфе рекомендуется проводить в два этапа.
<a id="p100236"></a>На первом этапе (перед началом работ для обеспечения безопасных условий их проведения) во вскрытом шурфе рекомендуется определять загазованность с применением газоанализаторов и течеискателей.
<a id="p100237"></a>На втором этапе рекомендуется с помощью газоанализаторов и течеискателей или пузырьковым методом (обмыливанием) проводить контроль герметичности по поверхности газопровода в локальных зонах с дефектами защитного покрытия, металла трубы и сварных стыков (сквозных повреждений, вмятин, задиров, трещин и иных дефектов) газопровода.
<a id="p100238"></a>Результаты проверки герметичности газопровода в шурфе рекомендуется указывать в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 7](#p100607) к Руководству.
48. <a id="p100239"></a>Определение состояния защитного покрытия во вскрытом шурфе рекомендуется проводить визуальным осмотром и инструментальными методами.
<a id="p100240"></a>При визуальном осмотре защитного покрытия рекомендуется использовать данные паспорта газопровода и устанавливать:
<a id="p100241"></a>тип и материал защитного покрытия;
<a id="p100242"></a>внешний вид защитного покрытия;
<a id="p100243"></a>наличие на покрытии морщин, вспучиваний и продавливаний;
<a id="p100244"></a>расположение и площадь дефектов и повреждений.
<a id="p100245"></a>Инструментальными методами рекомендуется определять фактические характеристики защитного покрытия:
<a id="p100246"></a>толщину покрытия по периметру;
<a id="p100247"></a>адгезию защитного покрытия к металлу;
<a id="p100248"></a>величину переходного электрического сопротивления;
<a id="p100249"></a>сплошность покрытия;
<a id="p100250"></a>размеры и места расположения выявленных дефектов и повреждений.
<a id="p100251"></a>При визуальном осмотре защитное покрытие оценивается:
<a id="p100252"></a>сплошно;
<a id="p100253"></a>с нарушенной сплошностью (с указанием суммарной поверхности повреждения защитного покрытия).
<a id="p100254"></a>Допускается определять сплошность покрытия с помощью искровых дефектоскопов при соблюдении мер безопасности.
<a id="p100255"></a>Адгезию различных типов защитных покрытий к металлу трубы и величину переходного электрического сопротивления защитного покрытия рекомендуется определять в соответствии с ГОСТ 9.602.
<a id="p100256"></a>Результаты определения состояния защитного покрытия в шурфе рекомендуется оформлять протоколом, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 8](#p100633) к Руководству.
49. <a id="p100257"></a>Определение состояния поверхности металла и контроль геометрических размеров трубы (освобожденной от защитного покрытия) во вскрытом шурфе рекомендуется производить неразрушающими методами (визуальным, измерительным, ультразвуковым и т.д.).
<a id="p100258"></a>Визуально рекомендуется определять:
<a id="p100259"></a>состояние поверхности металла трубы (при длине обследуемого участка не менее 0,5 метра);
<a id="p100260"></a>наличие и вид коррозии (общая или локальная).
<a id="p100261"></a>Измерения рекомендуется проводить при контроле:
<a id="p100262"></a>формы и размеров поперечного сечения трубы;
<a id="p100263"></a>фактической толщины стенки трубы;
<a id="p100264"></a>глубины и площади обнаруженных повреждений.
<a id="p100265"></a>При обнаружении коррозионных повреждений трубы в зону обследования рекомендуется включать весь поврежденный участок.
<a id="p100266"></a>В случае выявления коррозии на газопроводе, расположенном на расстоянии не более 50 метров от мест его пересечений или приближений к инженерным коммуникациям, которые являются возможным источником коррозионной опасности, рекомендуется проводить дополнительное обследование металла трубы в шурфах, вскрытых в местах наибольшего приближения к указанным коммуникациям.
<a id="p100267"></a>Для измерения толщины стенки трубы рекомендуется применять толщиномеры, позволяющие производить измерения при одностороннем доступе и обеспечивающие точность измерений 0,1 миллиметр.
<a id="p100268"></a>Для замера глубины дефекта рекомендуется использовать универсальные шаблоны сварщика или другие инструменты (приборы), обеспечивающие необходимую точность измерений.
50. <a id="p100269"></a>Определение физико-механических свойств металла трубы рекомендуется проводить с целью оценки его деградационных изменений, происходящих при эксплуатации газопровода, в случаях:
<a id="p100270"></a>выявления изменения места положения газопровода при деформации грунта, выводящей газопровод за пределы допустимого радиуса упругого изгиба (при R < 1500 · Dнар, где Dнар - наружный диаметр газопровода);
<a id="p100271"></a>установления при шурфовом обследовании факта изменения размеров и формы поперечного сечения газопровода, если обследуемый участок не будет назначен на перекладку.
51. <a id="p100272"></a>Приборным методом рекомендуется определять фактические значения временного сопротивления $(\sigma_{\text{вф}})$ и предела текучести $(\sigma_{\text{тф}})$ . Допустимые значения находятся в пределах $\sigma_{\text{тф}}/\sigma_{\text{вф}}>0,9$ .
52. <a id="p100273"></a>Фактические значения физико-механических свойств металла ( $\sigma_{\text{тф}}$ и $\sigma_{\text{вф}}$ ) рекомендуется определять в соответствии с ГОСТ 10006-80 "Трубы металлические. Метод испытания на растяжение", утвержденным постановлением Госстандарта СССР от 31 марта 1980 г. N 1464 (далее - ГОСТ 10006-80), или путем пересчета значений твердости, полученных с помощью переносного твердомера или коэрцитиметра по методикам, предусмотренным эксплуатационной документацией соответствующего прибора.
53. <a id="p100274"></a>Факт потери прочности рекомендуется подтверждать лабораторными испытаниями вырезанных образцов в соответствии с ГОСТ 22761-77 "Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными твердомерами статического действия", введенным постановлением Госстандарта СССР от 31 октября 1977 г. N 2554 (далее - ГОСТ 22761-77), ГОСТ 22762-77 "Металлы и сплавы. Метод измерения твердости на пределе текучести вдавливанием шара", введенным постановлением Госстандарта СССР от 31 октября 1977 г. N 2555 (далее - ГОСТ 22762-77) или иными методами.
54. <a id="p100275"></a>При достижении соотношения $\sigma_{\text{тф}}/\sigma_{\text{вф}} \leq 0,9$ , то есть при потере прочности металла трубы, подтвержденной лабораторными испытаниями, участок газопровода, для которого выполняется это соотношение, рекомендуется признать непригодным к эксплуатации.
55. <a id="p100276"></a>Результаты замеров и расчетов при определении физико-механических свойств металла трубы рекомендуется фиксировать в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 9](#p100690) к Руководству.
56. <a id="p100277"></a>Контроль наличия зоны концентрации напряжений (далее - ЗКН), а также дефектов неоднородности структуры металла и сварных соединений газопровода рекомендуется проводить аттестованными методами неразрушающего контроля (ультразвуковым, радиографическим, магнитометрическим и т.д.), определяемыми организацией, проводящей обследование.
<a id="p100278"></a>Средства контроля, методика проведения измерений, порядок обработки и оформления результатов рекомендуется выбирать и выполнять в соответствии с нормативной документацией, устанавливающей требования к выбранному методу контроля.
57. <a id="p100279"></a>Состояние монтажных сварных соединений рекомендуется определять в зоне вскрытых шурфов визуальным и измерительным контролем. При необходимости рекомендуется проводить визуальный и измерительный контроль заводских продольных или спиральных швов. По результатам визуального и измерительного контроля и иных методов неразрушающего контроля рекомендуется оформлять соответствующий документ.
<a id="p100280"></a>Результаты проверки состояния сварных соединений рекомендуется указывать в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 9](#p100690) к Руководству. При этом, в целях идентификации проверяемых сварных соединений, в протоколе рекомендуется указывать географические координаты.
58. <a id="p100281"></a>Оценку коррозионной агрессивности грунта по отношению к металлу (включая биокоррозионную агрессивность грунтов) по отобранным в шурфе пробам грунта в лабораторных условиях рекомендуется проводить в соответствии с ГОСТ 9.602.
59. <a id="p100282"></a>Определение биокоррозионной агрессивности грунта на глубине укладки подземного стального газопровода рекомендуется проводить в соответствии с ГОСТ 9.602 по качественным признакам:
<a id="p100283"></a>окраске грунта;
<a id="p100284"></a>наличию в грунте восстановленных соединений серы, являющихся продуктами жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий.
<a id="p100285"></a>Результаты определения биокоррозионной агрессивности грунта рекомендуется указываются в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 10](#p100754) к Руководству.
60. <a id="p100286"></a>Определение опасного влияния блуждающего постоянного и переменного токов при шурфовом обследовании рекомендуется проводить в соответствии с ГОСТ 9.602.
61. <a id="p100287"></a>Результаты шурфового обследования рекомендуется указывать в акте шурфового обследования газопровода, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 11](#p100774) Руководству.


### <a id="p100288"></a>VII. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ФАКТИЧЕСКОГО ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОПРОВОДА И ОПРЕДЕЛЕНИЮ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА


62. <a id="p100289"></a>Техническое состояние газопровода рекомендуется определять на основании результатов проведения его обследования.
63. <a id="p100290"></a>В качестве критерия фактического технического состояния газопровода в настоящем Руководстве принята вероятность возникновения отказов, обусловленных техническим состоянием газопровода РТС.
<a id="p100291"></a>Данный критерий комплексно учитывает условия эксплуатации газопровода и выявленные при проведении его обследования дефекты, повреждения и их динамику.
64. <a id="p100292"></a>Определение фактического технического состояния и остаточного ресурса газопровода рекомендуется проводить в следующей последовательности:
<a id="p100293"></a>анализ условий эксплуатации газопровода и выявленных при проведении его обследования дефектов, повреждений и их динамики;
<a id="p100294"></a>оценка вероятности возникновения отказов, обусловленных техническим состоянием газопровода;
<a id="p100295"></a>определение допустимости дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода;
<a id="p100296"></a>установление остаточного ресурса газопровода;
<a id="p100297"></a>разработка рекомендаций по обеспечению безопасной эксплуатации газопровода.
<a id="p100298"></a>Рекомендуемая схема алгоритма определения фактического технического состояния, допустимости эксплуатации и остаточного ресурса газопровода приведена в [приложении N 12](#p100852) к Руководству.
65. <a id="p100299"></a>Анализ условий эксплуатации газопровода и выявленных при проведении его обследования дефектов, повреждений и их динамики рекомендуется производить в соответствии с методикой, приведенной в [приложении N 13](#p100856) к Руководству.
<a id="p100300"></a>Анализу рекомендуется подвергать участки газопровода, характеризующиеся различными параметрами технического состояния газопровода, особыми условиями эксплуатации, наличием источников опасностей и объектов, которые могут быть подвержены опасности в случае отказа газопровода.
66. <a id="p100301"></a>Оценку вероятности возникновения отказов, обусловленных техническим состоянием газопровода РТС, рекомендуется производить в соответствии с [приложением N 13](#p100856) к Руководству и выполнять для двух вариантов:
<a id="p100302"></a>при условии наличия дефектов и повреждений, выявленных при проведении обследования газопровода РТС1 (соответствует фактическому техническому состоянию газопровода);
<a id="p100303"></a>при условии устранения выявленных дефектов и повреждений РТС2, (соответствует периоду дальнейшей безопасной эксплуатации до истечения остаточного ресурса).
67. <a id="p100304"></a>Допустимость дальнейшей безопасной эксплуатации после проведения обследования газопровода до истечения остаточного ресурса рекомендуется определять путем сравнения значений двух вероятностей возникновения отказов:
<a id="p100305"></a>обусловленной техническим состоянием газопровода РТС;
<a id="p100306"></a>установленной в качестве допустимой РД.
<a id="p100307"></a>Для газопроводов, возникновение отказов на которых может сопровождаться нанесением ущерба третьим лицам и окружающей среде, рекомендуется устанавливать РД <= 0,05.
<a id="p100308"></a>При соблюдении условия РТС < РД допускается продолжение эксплуатации газопровода до истечения остаточного ресурса.
68. <a id="p100309"></a>Результаты определения фактического технического состояния и допустимости дальнейшей эксплуатации газопровода рекомендуется указывать в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 14](#p101022) к Руководству.
69. <a id="p100310"></a>В зависимости от наличия дефектов, повреждений и их динамики, выявленных при проведении обследования газопровода, остаточный ресурс рекомендуется устанавливать по одному или нескольким из следующих критериев (методов):
<a id="p100311"></a>вероятности возникновения отказов газопровода;
<a id="p100312"></a>коррозионному утонению стенок и изменению механических характеристик металла труб газопровода;
<a id="p100313"></a>усталостному повреждению металла;
<a id="p100314"></a>другим методам и критериям.
<a id="p100315"></a>В случае одновременного использования нескольких критериев (методов) остаточный ресурс газопровода рекомендуется определять по его наименьшему значению из рассчитанных по каждому критерию (методу).
<a id="p100316"></a>Методика определения остаточного ресурса на основании вероятности возникновения отказов газопровода приведена в [приложении N 15](#p101171) к Руководству. Результаты расчета рекомендуется указывать в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 16](#p101239) к Руководству.
<a id="p100317"></a>Для участков газопровода, на которых обнаружено обширное коррозионное утонение стенок труб, остаточный ресурс рекомендуется определять на основе информации о фактических параметрах коррозионных дефектов и физико-механических характеристиках труб, полученной при проведении обследования газопровода.
<a id="p100318"></a>Рекомендуемая методика определения остаточного ресурса газопровода по коррозионному утонению стенок и изменению механических характеристик металла труб газопровода приведена в [приложении N 17](#p101290) к Руководству, рекомендуется форма протокола - в [приложении N 18](#p101374) к Руководству.
<a id="p100319"></a>При обнаружении на обследуемом газопроводе ЗКН, в которых процессы коррозии, усталости и ползучести металла развиваются наиболее интенсивно, остаточный ресурс газопровода рекомендуется рассчитывать в соответствии с рекомендациями к конкретному методу, используемому при проведении обследования.
<a id="p100320"></a>Выбор методов и критериев для установления остаточного ресурса газопровода определяется организацией, проводящей обследование.
70. <a id="p100321"></a>С целью обеспечения безопасности эксплуатации газопровода на период времени от проведенного обследования до прогнозируемого перехода в предельное состояние, в дополнение к регламентным работам по мониторингу, техническому обслуживанию и текущему ремонту разрабатываются рекомендации, учитывающие фактическое, техническое состояние газопровода и предусматривающие:
<a id="p100322"></a>установление сроков проведения проверок состояния охранных зон, технических осмотров и текущих ремонтов газопровода;
<a id="p100323"></a>устранение конкретных нарушений условий безопасной эксплуатации газопровода, выявленных при его обследовании;
<a id="p100324"></a>выполнение работ по текущему ремонту газопровода, исходя из характера обнаруженных неисправностей.
71. <a id="p100325"></a>Результаты установления остаточного ресурса газопровода рекомендуется указывать в протоколе, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 19](#p101436) к Руководству.


### <a id="p100326"></a>VIII. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОФОРМЛЕНИЮ РЕЗУЛЬТАТОВ ОБСЛЕДОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА


72. <a id="p100327"></a>Результаты, полученные при выполнении отдельных видов работ, предусмотренных программой проведения обследования газопровода, рекомендуется оформлять в виде перечисленных ниже актов, протоколов, заключений, формы которых установлены документами в области стандартизации и другими нормативными документами:
<a id="p100328"></a>акт анализа технической документации подземного стального газопровода;
<a id="p100329"></a>результаты обследования подземного стального газопровода без вскрытия грунта:
<a id="p100330"></a>акт технического обследования подземного стального газопровода;
<a id="p100331"></a>протокол определения коррозионной агрессивности грунта;
<a id="p100332"></a>протокол определения опасного влияния блуждающего постоянного тока;
<a id="p100333"></a>протокол определения опасного влияния переменного тока;
<a id="p100334"></a>протокол проверки эффективности работы средств ЭХЗ подземного стального газопровода;
<a id="p100335"></a>протокол проверки состояния технических устройств, установленных на газопроводе;
<a id="p100336"></a>результаты шурфового обследования:
<a id="p100337"></a>акт шурфового обследования газопровода;
<a id="p100338"></a>протокол проверки герметичности газопровода в шурфе;
<a id="p100339"></a>протокол определения состояния защитного покрытия в шурфе;
<a id="p100340"></a>протокол определения состояния металла трубы и сварных соединений подземного стального газопровода;
<a id="p100341"></a>протокол результатов контроля ЗКН, дефектов неоднородности структуры металла и сварных соединений на локальном участке газопровода;
<a id="p100342"></a>протокол определения коррозионной агрессивности грунта;
<a id="p100343"></a>протокол определения биокоррозионной агрессивности грунта;
<a id="p100344"></a>результаты определения фактического технического состояния газопровода и установления предельного срока его дальнейшей эксплуатации:
<a id="p100345"></a>протокол определения фактического технического состояния и допустимости дальнейшей эксплуатации подземного стального газопровода;
<a id="p100346"></a>протоколы определения по различным критериям остаточного ресурса газопровода;
<a id="p100347"></a>протокол установления остаточного ресурса газопровода.
73. <a id="p100348"></a>Результаты, полученные при выполнении обследования газопровода, рекомендуется использовать для:
<a id="p100349"></a>определения фактического технического состояния газопровода;
<a id="p100350"></a>использования при проведении экспертизы промышленной безопасности газопровода;
<a id="p100351"></a>оформления в виде приложений к заключению экспертизы.
<a id="p100352"></a>Результаты технического обследования газопровода рекомендуется оформлять в виде отчета о проведенном обследовании в случае, если по результатам проведения технического обследования не проводится экспертиза промышленной безопасности газопровода.





<a id="p100353"></a>Приложение N 1
к Руководству по безопасности
"Рекомендации по обследованию
подземных стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364

<a id="p100354"></a>**ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ**

<a id="p100355"></a>В целях настоящего Руководства по безопасности используются следующие основные термины и определения:
<a id="p100356"></a>Вероятность - характеристика возможности и частоты появления события (пункт 4.6.1.1 национального стандарта Российской Федерации "Менеджмент риска. Термины и определения" (ГОСТ Р 51897-2021 (ISO Guide 73:2009)), утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1489-st-2021) Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 11 ноября 2021 г. N 1489-ст (далее - ГОСТ Р 51897-2021)).
<a id="p100357"></a>Вероятность безотказной работы - вероятность того, что в пределах заданной наработки отказ объекта не возникнет (пункт 85 национального стандарта Российской Федерации "Надежность в технике. Надежность объекта. Термины и определения" (ГОСТ Р 27.102-2021 ISO (Guide 73:2009)), утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1104-st-2021) Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 8 октября 2021 N 1104-ст (далее - ГОСТ Р 27.102-2021)).
<a id="p100358"></a>Вероятность отказа - вероятность возникновения отказа изделия в пределах заданной наработки (пункт 3.1.1 национального стандарта Российской Федерации "Надежность в технике. Модели отказов" (ГОСТ Р 27.004-2009), утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1244-st) Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 декабря 2009 г. N 1244-ст (далее - ГОСТ Р 27.004-2009)).
<a id="p100359"></a>Примечания:
1. <a id="p100360"></a>Вероятность отказа является дополнением до единицы вероятности безотказной работы.
2. <a id="p100361"></a>Назначение вероятности отказа равно отношению числа отказов испытанных изделий к числу их испытаний.

<a id="p100362"></a>Газопровод - линейное сооружение, состоящее из соединенных между собой труб, предназначенное для транспортирования газа (пункт 3.1.4 ГОСТ 34741-2021).
<a id="p100363"></a>Дефект - каждое отдельное несоответствие продукции установленным требованиям (пункт 38 ГОСТ 15467-79 (СТ СЭВ 3519-81) "Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения", введенного в действие постановлением Госстандарта СССР от 26 января 1979 г. N 244).
<a id="p100364"></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).
<a id="p100365"></a>Контроль технического состояния - проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени. Видами технического состояния являются, например, исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т.п. в зависимости от значений параметров в данный момент времени (пункт 5 ГОСТ 20911-89 "Техническая диагностика. Термины и определения", утвержденного постановлением Госстандарта СССР от 26 декабря 1989 г. N 4143).
<a id="p100366"></a>Мониторинг технического состояния - составная часть технического обслуживания, представляющая собой наблюдение за объектом с целью получения информации о его техническом состоянии и рабочих параметрах (пункт 72 ГОСТ Р 27.102-2021).
<a id="p100367"></a>Наработка - продолжительность или объем работы объекта. Примечание: наработка может быть как непрерывной величиной (продолжительность работы в часах, километраж пробега и т.п.), так и дискретной величиной (число рабочих циклов, запусков и т.п.) (пункт 24 ГОСТ Р 27.102-2021).
<a id="p100368"></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).
<a id="p100369"></a>Неработоспособное состояние - 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).
<a id="p100370"></a>Примечания:
1. <a id="p100371"></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="p100372"></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="p100373"></a>Несоответствие - невыполнение требования ([пункт 3.6.2](https://bukva.ai/docs/1574-st#p100334) межгосударственного стандарта "Системы менеджмента качества. Основные положения и словарь" (ГОСТ ISO 9000-2011 (ISO 9000:2005, IDT)), введенного в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1574-st) Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 декабря 2011 г. N 1574-ст (далее - ГОСТ ISO 9000-2011).
<a id="p100374"></a>Отказ - событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта (пункт 36 ГОСТ Р 27.102-2021).
<a id="p100375"></a>Примечания:
1. <a id="p100376"></a>Отказ может быть полным или частичным.
2. <a id="p100377"></a>Полный отказ характеризуется переходом объекта в неработоспособное состояние.
3. <a id="p100378"></a>Частичный отказ характеризуется переходом объекта в частично неработоспособное состояние.

<a id="p100379"></a>Оценка технического состояния - комплекс работ, выполняемый в рамках мониторинга технического состояния сетей газораспределения и/или газопотребления для определения величины риска отказов и принятия решения о его допустимости (пункт 24 национального стандарта Российской Федерации "Системы газораспределительные. Термины и определения" (ГОСТ Р 53865-2019), утвержденного и введенного в действие [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1428-st-2019) Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 20 декабря 2019 г. N 1428-ст (далее - ГОСТ Р 53865-2019)).
<a id="p100380"></a>Повреждение - событие, заключающееся в нарушении исправного состояния объекта при сохранении работоспособного состояния (пункт 38 ГОСТ Р 27.102-2021).
<a id="p100381"></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).
<a id="p100382"></a>Примечание: недопустимость дальнейшей эксплуатации устанавливают на основе критериев предельного состояния объекта.

<a id="p100383"></a>Срок службы - календарная продолжительность эксплуатации объекта от начала эксплуатации или ее возобновления после капитального ремонта до момента достижения объектом предельного состояния (пункт 29 ГОСТ Р 27.102-2021).
<a id="p100384"></a>Работоспособное состояние - 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).
<a id="p100385"></a>Примечание: отсутствие необходимых внешних ресурсов может препятствовать работе объекта, но это не влияет на его пребывание в работоспособном состоянии.

<a id="p100386"></a>Событие - происшествие, проявление или изменение совокупности обстоятельств (пункт 4.5.1.3 ГОСТ Р 51897-2021).
<a id="p100387"></a>Примечания:
1. <a id="p100388"></a>Событие может быть единичным или многократным, иметь несколько причин и приводить к нескольким последствиям.
2. <a id="p100389"></a>Событие может заключаться в том, что ожидаемое явление не имело места или случилось что-то непредвиденное.
3. <a id="p100390"></a>Событие может также быть названо терминами "инцидент" или "несчастный случай".
4. <a id="p100391"></a>Событие без последствий может также быть названо терминами "случай без происшествий", "инцидент", "потенциальное происшествие" или "предаварийная ситуация".

<a id="p100392"></a>Техническое состояние объекта - состояние, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды, значениями параметров, установленных технической документацией на объект (пункт 2 ГОСТ 20911-89 "Техническая диагностика. Термины и определения", утвержденного постановлением Госстандарта СССР от 26 декабря 1989 г. N 4143).
<a id="p100393"></a>Требование - потребность или ожидание, которое установлено, обычно предполагается или является обязательным. Примечание: слова "обычно предполагается" означают, что это общепринятая практика организации, потребителей и других заинтересованных сторон, когда предполагаются рассматриваемые потребности или ожидания ([пункт 3.1.2](https://bukva.ai/docs/1574-st#p100195) ГОСТ ISO 9000-2011).
<a id="p100394"></a>Класс сооружения - характеристика, устанавливающая требования к обеспечению надежности здания или сооружения в соответствии с уровнем его ответственности на основании технических параметров и функционального назначения (пункт 2.1.24 межгосударственного стандарта "Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения" (ГОСТ 27751-2014 (ISO 2394:1998, NEQ)), введенного в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации [приказом](https://bukva.ai/docs/prikaz-1974-st-2014) Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 11 декабря 2014 г. N 1974-ст (далее - ГОСТ 27751-2014).





<a id="p100395"></a>Приложение N 2
к Руководству по безопасности
"Рекомендации по обследованию
подземных стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364

<a id="p100396"></a>(Рекомендуемый образец)


| <a id="p100397"></a>АКТ<br>АНАЛИЗА ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ГАЗОПРОВОДА |
| --- |
|  |
| <a id="p100398"></a>Дата составления: "__" __________ 20__ г.<br>Имущественная принадлежность газопровода: |
|  |
| <a id="p100399"></a>Адрес газопровода и N исполнительного чертежа |
|  |
| <a id="p100400"></a>Назначение газопровода |
|  |


1. <a id="p100401"></a>Основные характеристики газопровода


| <a id="p100402"></a>N проекта |  |
| --- | --- |
| <a id="p100403"></a>Год(ы) постройки |  |
| <a id="p100404"></a>Год ввода в эксплуатацию |  |
| <a id="p100405"></a>Протяженность общая, метр |  |
| <a id="p100406"></a>Диаметр, миллиметры |  |
| <a id="p100407"></a>Давление проектное, мегапаскаль |  |
| <a id="p100408"></a>Давление рабочее, мегапаскаль |  |
| <a id="p100409"></a>Пропускная способность газопровода проектная/фактическая |  |
| <a id="p100410"></a>Класс сооружения |  |
| <a id="p100411"></a>Тип(ы) защитного покрытия (нормальное, усиленное, весьма усиленное) |  |
| <a id="p100412"></a>Материал и конструкция защитного покрытия |  |
| <a id="p100413"></a>Тип средств ЭХЗ и дата ввода |  |
| <a id="p100414"></a>Эксплуатационная организация |  |


2. <a id="p100415"></a>Перечень рассмотренной документации:


|  |
| --- |
|  |
|  |
|  |
|  |
|  |
|  |


3. <a id="p100416"></a>Характеристики газопровода и технических устройств на нем


<table>
<colgroup><col width="11%"><col width="20%"><col width="16%"><col width="14%"><col width="17%"><col width="21%"></colgroup>
<tr><td colspan="2"><a id="p100417"></a>Расположение участка на исполнительной документации</td><td rowspan="2"><a id="p100418"></a>Технические устройства</td><td rowspan="2"><a id="p100419"></a>Диаметр,<br>миллиметр</td><td rowspan="2"><a id="p100420"></a>Толщина стенки трубы,<br>миллиметр</td><td rowspan="2"><a id="p100421"></a>Стандартна трубы</td></tr>
<tr><td><a id="p100422"></a>ПК</td><td><a id="p100423"></a>протяженность,<br>метр</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


4. <a id="p100424"></a>Пересечение с искусственными и естественными преградами


<table>
<colgroup><col width="12%"><col width="27%"><col width="41%"><col width="21%"></colgroup>
<tr><td colspan="2"><a id="p100425"></a>Расположение участка на исполнительной документации</td><td rowspan="2"><a id="p100426"></a>Наименование и характеристика пересекающей преграды</td><td rowspan="2"><a id="p100427"></a>Наличие футляра</td></tr>
<tr><td><a id="p100428"></a>ПК</td><td><a id="p100429"></a>протяженность,<br>метр</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


5. <a id="p100430"></a>Особенности прокладки газопровода


<table>
<colgroup><col width="12%"><col width="27%"><col width="41%"><col width="21%"></colgroup>
<tr><td colspan="2"><a id="p100431"></a>Расположение участка на исполнительной документации</td><td rowspan="2"><a id="p100432"></a>Прокладка в пучинистых и слабонесущих грунтах, на подрабатываемых территориях; в зонах с проявлением карстовых явлений; недопустимое приближение к инженерным коммуникациям (указать)</td><td rowspan="2"><a id="p100433"></a>Примечание</td></tr>
<tr><td><a id="p100434"></a>ПК</td><td><a id="p100435"></a>протяженность,<br>метр</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


6. <a id="p100436"></a>Характеристика грунта


<table>
<colgroup><col width="12%"><col width="27%"><col width="41%"><col width="21%"></colgroup>
<tr><td colspan="2"><a id="p100437"></a>Расположение участка на исполнительной документации</td><td rowspan="2"><a id="p100438"></a>Тип грунта (указать)</td><td rowspan="2"><a id="p100439"></a>Коррозионная агрессивность</td></tr>
<tr><td><a id="p100440"></a>ПК</td><td><a id="p100441"></a>протяженность,<br>метр</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


7. <a id="p100442"></a>Система электрохимической защиты


<table>
<colgroup><col width="10%"><col width="10%"><col width="12%"><col width="11%"><col width="13%"><col width="14%"><col width="16%"><col width="14%"></colgroup>
<tr><td colspan="2"><a id="p100443"></a>Зона действия средств ЭХЗ</td><td rowspan="2"><a id="p100444"></a>Тип средств ЭХЗ</td><td rowspan="2"><a id="p100445"></a>Опорная точка</td><td colspan="2"><a id="p100446"></a>Потенциал относительно МЭС, вольт</td><td rowspan="2"><a id="p100447"></a>Продолжительность отключения за 10 лет, сутки</td><td rowspan="2"><a id="p100448"></a>Примечания</td></tr>
<tr><td><a id="p100449"></a>от ПК</td><td><a id="p100450"></a>до ПК</td><td><a id="p100451"></a>суммарный</td><td><a id="p100452"></a>поляризационный</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


8. <a id="p100453"></a>Электроизолирующие соединения на газопроводе


| <a id="p100454"></a>N | <a id="p100455"></a>Адрес (постоянные ориентиры) | <a id="p100456"></a>Место установки | <a id="p100457"></a>Дата проверки | <a id="p100458"></a>Диаметр,<br>миллиметр | <a id="p100459"></a>Тип | <a id="p100460"></a>Работоспособность |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |  |


9. <a id="p100461"></a>Шунтирующие токовые перемычки


<table>
<colgroup><col width="7%"><col width="18%"><col width="16%"><col width="14%"><col width="16%"><col width="14%"><col width="15%"></colgroup>
<tr><td rowspan="3"><a id="p100462"></a>N</td><td rowspan="3"><a id="p100463"></a>Адрес (постоянные ориентиры)</td><td rowspan="3"><a id="p100464"></a>Тип установки (подземная/надземная)</td><td colspan="4"><a id="p100465"></a>Место установки</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p100466"></a>сооружение 1</td><td colspan="2"><a id="p100467"></a>сооружение 2</td></tr>
<tr><td><a id="p100468"></a>Диаметр,<br>миллиметр</td><td><a id="p100469"></a>Давление,<br>мегапаскаль</td><td><a id="p100470"></a>Диаметр,<br>миллиметр</td><td><a id="p100471"></a>Давление,<br>мегапаскаль</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


10. <a id="p100472"></a>Сведения о ремонтных и профилактических работах


| <a id="p100473"></a>N | <a id="p100474"></a>Дата | <a id="p100475"></a>Место расположения по схеме, ПК | <a id="p100476"></a>Вид повреждения и его причины | <a id="p100477"></a>Вид выполненного ремонта |
| --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |


<a id="p100478"></a>Приложение: Схема обследуемого газопровода

<a id="p100479"></a>Акт составлен:


<table>
<colgroup><col width="66%"><col width="4%"><col width="31%"></colgroup>
<tr><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100480"></a>(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)</td></tr>
</table>






<a id="p100481"></a>Приложение N 3
к Руководству по безопасности
"Рекомендации по обследованию
подземных стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364

<a id="p100482"></a>**РЕКОМЕНДУЕМАЯ ПРОГРАММА**
**ПРОВЕДЕНИЯ ОБСЛЕДОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА**


| <a id="p100483"></a>Вид работ |
| --- |
| <a id="p100484"></a>1. Анализ технической документации |
| <a id="p100485"></a>2. Обследование газопровода без вскрытия грунта: |
| <a id="p100486"></a>2.1. Проверка соответствия трассы газопровода исполнительной документации |
| <a id="p100487"></a>2.2. Проверка газопровода на герметичность |
| <a id="p100488"></a>2.3. Оценка состояния защитного покрытия |
| <a id="p100489"></a>2.4. Оценка коррозионной агрессивности грунта |
| <a id="p100490"></a>2.5. Определение опасного влияния блуждающего постоянного и переменного токов |
| <a id="p100491"></a>2.6. Проверка эффективности работы средств ЭХЗ |
| <a id="p100492"></a>2.7. Проверка состояния технических устройств, установленных на газопроводе |
| <a id="p100493"></a>2.8. Выявление участков газопровода с аномалиями металла труб |
| <a id="p100494"></a>3. Шурфовое обследование газопровода: |
| <a id="p100495"></a>3.1. Выбор мест закладки шурфов |
| <a id="p100496"></a>3.2. Проверка герметичности газопровода |
| <a id="p100497"></a>3.3. Определение состояния защитного покрытия |
| <a id="p100498"></a>3.4. Определение состояния поверхности металла и контроль геометрических размеров трубы |
| <a id="p100499"></a>3.5. Определение физико-механических свойств металла трубы |
| <a id="p100500"></a>3.6. Контроль ЗКН, дефектов, неоднородности структуры металла и сварных соединений |
| <a id="p100501"></a>3.7. Определение состояния сварных соединений |
| <a id="p100502"></a>3.8. Определение коррозионной агрессивности грунта |
| <a id="p100503"></a>3.9. Определение биокоррозионной агрессивности грунта |
| <a id="p100504"></a>4. Определение фактического технического состояния газопровода и установление предельного срока его дальнейшей эксплуатации |
| <a id="p100505"></a>4.1. Анализ условий эксплуатации газопровода и выявленных при проведении его обследования дефектов, повреждений и их динамики |
| <a id="p100506"></a>4.2. Оценка вероятности возникновения отказов, обусловленных техническим состоянием газопровода |
| <a id="p100507"></a>4.3. Принятие решения о допустимости дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода до прогнозируемого его перехода в предельное состояние |
| <a id="p100508"></a>4.4. Установление остаточного ресурса газопровода |
| <a id="p100509"></a>4.5. Разработка рекомендаций по обеспечению безопасной эксплуатации газопровода до прогнозируемого его перехода в предельное состояние |
| <a id="p100510"></a>5. Оформление результатов обследования газопровода |






<a id="p100511"></a>Приложение N 4
к Руководству по безопасности
"Рекомендации по обследованию
подземных стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364

<a id="p100512"></a>(Рекомендуемый образец)


| <a id="p100513"></a>ПРОТОКОЛ<br>ПРОВЕРКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ<br>ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ ГАЗОПРОВОДА |
| --- |
|  |
| <a id="p100514"></a>Дата обследования: "__" ________ 20__ г.<br>Организация-владелец (балансодержатель) |
|  |
| <a id="p100515"></a>Эксплуатационная организация |
|  |
| <a id="p100516"></a>Название газопровода и N исполнительного чертежа |
|  |
| <a id="p100517"></a>Назначение газопровода |
|  |
| <a id="p100518"></a>Общая протяженность ___ метров, диаметр ____ миллиметров, рабочее давление ______ мегапаскаля. |


1. <a id="p100519"></a>Средства измерений


| <a id="p100520"></a>Наименование прибора | <a id="p100521"></a>N прибора | <a id="p100522"></a>Назначение прибора | <a id="p100523"></a>Свидетельство и дата следующей поверки (калибровки) |
| --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |


2. <a id="p100524"></a>Результаты контроля:

#### <a id="p100525"></a>2.1 Результаты контроля защитных потенциалов



<table>
<colgroup><col width="12%"><col width="28%"><col width="21%"><col width="17%"><col width="23%"></colgroup>
<tr><td colspan="2"><a id="p100526"></a>Расположение участка на исполнительной документации</td><td rowspan="2"><a id="p100527"></a>Величина стационарного потенциала, вольт</td><td rowspan="2"><a id="p100528"></a>Величина суммарного потенциала,<br>вольт</td><td rowspan="2"><a id="p100529"></a>Величина поляризационного потенциала,<br>вольт</td></tr>
<tr><td><a id="p100530"></a>ПК</td><td><a id="p100531"></a>Протяженность,<br>метр</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>



#### <a id="p100532"></a>2.2 Результаты контроля параметров средств ЭХЗ



<table>
<colgroup><col width="40%"><col width="13%"><col width="9%"><col width="9%"><col width="9%"><col width="11%"><col width="8%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100533"></a>Наименование контролируемых параметров</td><td rowspan="2"><a id="p100534"></a>Единица измерения</td><td colspan="5"><a id="p100535"></a>Значение параметра</td></tr>
<tr><td><a id="p100536"></a>УЗ-1</td><td><a id="p100537"></a>УЗ-2</td><td><a id="p100538"></a>УЗ-3</td><td><a id="p100539"></a>УЗ-...</td><td><a id="p100540"></a>УЗ-N</td></tr>
<tr><td><a id="p100541"></a>Рабочий выходной ток</td><td><a id="p100542"></a>ампер</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100543"></a>Выходное напряжение</td><td><a id="p100544"></a>вольт</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100545"></a>Максимальное значение тока</td><td><a id="p100546"></a>ампер</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100547"></a>Максимальное значение напряжения</td><td><a id="p100548"></a>вольт</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100549"></a>Запас по току</td><td><a id="p100550"></a>процент</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100551"></a>Запас по напряжению</td><td><a id="p100552"></a>"</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100553"></a>Соотношение величин выходного и максимального напряжения</td><td><a id="p100554"></a>"</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100555"></a>Период неработоспособности за последние 10 лет</td><td><a id="p100556"></a>месяц</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100557"></a>Координаты средств ЭХЗ GPS/Глонасс</td><td><a id="p100558"></a>(WGS 84)</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>



| <a id="p100559"></a>3. Выводы: |
| --- |
|  |


<a id="p100560"></a>Обследование провели:


<table>
<colgroup><col width="53%"><col width="4%"><col width="43%"></colgroup>
<tr><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100561"></a>(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)</td></tr>
</table>






<a id="p100562"></a>Приложение N 5
к Руководству по безопасности
"Рекомендации по обследованию
подземных стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364

<a id="p100563"></a>(Рекомендуемый образец)


| <a id="p100564"></a>ПРОТОКОЛ<br>ПРОВЕРКИ СОСТОЯНИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ,<br>УСТАНОВЛЕННЫХ НА ГАЗОПРОВОДЕ |
| --- |
|  |
| <a id="p100565"></a>Дата обследования: "__" ________ 20__ г.<br>Организация-владелец (балансодержатель) |
|  |
| <a id="p100566"></a>Эксплуатационная организация |
|  |
| <a id="p100567"></a>Название газопровода и N исполнительного чертежа |
|  |
| <a id="p100568"></a>Назначение газопровода |
|  |
| <a id="p100569"></a>Общая протяженность ___ метров, диаметр ____ миллиметров, рабочее давление ______ мегапаскаля. |


1. <a id="p100570"></a>Средства измерений


| <a id="p100571"></a>Наименование средства измерения | <a id="p100572"></a>N средства измерения | <a id="p100573"></a>Назначение средства измерения | <a id="p100574"></a>Свидетельство и дата следующей поверки (калибровки) |
| --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |


2. <a id="p100575"></a>Результаты обследования технических устройств


| <a id="p100576"></a>Место расположения (ПК) GPS/Глонасс | <a id="p100577"></a>Тип технического устройства | <a id="p100578"></a>Вид установки | <a id="p100579"></a>Выявленные дефекты и повреждения | <a id="p100580"></a>Рекомендации по обеспечению безопасной эксплуатации | <a id="p100581"></a>Выводы |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |


<a id="p100582"></a>Обследование провели:


<table>
<colgroup><col width="55%"><col width="4%"><col width="21%"><col width="4%"><col width="17%"></colgroup>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="5"><a id="p100583"></a>(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)</td></tr>
</table>






<a id="p100584"></a>Приложение N 6
к Руководству по безопасности
"Рекомендации по обследованию
подземных стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364

<a id="p100585"></a>(Рекомендуемый образец)


| <a id="p100586"></a>АКТ<br>ОБСЛЕДОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА БЕЗ ВСКРЫТИЯ ГРУНТА |
| --- |
|  |
| <a id="p100587"></a>Дата обследования: "__" ________ 20__ г.<br>Имущественная принадлежность газопровода |
|  |
| <a id="p100588"></a>Эксплуатационная организация |
|  |
| <a id="p100589"></a>1. Наименование газопровода |
|  |
| <a id="p100590"></a>2. Давление газа в газопроводе, мегапаскаль |
|  |
| <a id="p100591"></a>3. Длина газопровода, метр |
|  |
| <a id="p100592"></a>4. Состояние защитного покрытия проверялось (топографическая привязка точек контроля GPS/Глонасс) __________________________________ |
| <a id="p100593"></a>Обнаружено мест "индикаций" прибора с приложением эскизов |
|  |
| <a id="p100594"></a>5. Герметичность газопровода проверялась |
|  |
| <a id="p100595"></a>Обнаружено мест "индикаций" прибора с приложением эскизов |
|  |


<a id="p100596"></a>Акт составлен:


|  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p100597"></a>(должность, наименование организации) | <a id="p100598"></a>(фамилия, имя, отчество) |  | <a id="p100599"></a>(подпись) |  | <a id="p100600"></a>(дата) |
| <a id="p100601"></a>(должность, наименование организации) | <a id="p100602"></a>(фамилия, имя, отчество) |  | <a id="p100603"></a>(подпись) |  | <a id="p100604"></a>(дата) |






<a id="p100605"></a>Приложение N 7
к Руководству по безопасности
"Рекомендации по обследованию
подземных стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364

<a id="p100606"></a>(Рекомендуемый образец)


| <a id="p100607"></a>ПРОТОКОЛ<br>ПРОВЕРКИ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ГАЗОПРОВОДА В ШУРФЕ |
| --- |
|  |
| <a id="p100608"></a>Дата обследования: "__" ________ 20__ г.<br>Имущественная принадлежность газопровода |
|  |
| <a id="p100609"></a>Адрес газопровода и N исполнительного чертежа |
|  |
| <a id="p100610"></a>Назначение газопровода |
|  |
| <a id="p100611"></a>Общая протяженность ___ метров, диаметр ____ миллиметров, рабочее давление ______ мегапаскаля. |


1. <a id="p100612"></a>Параметры шурфа


| <a id="p100613"></a>N шурфа | <a id="p100614"></a>Привязка шурфа по схеме (ПК) | <a id="p100615"></a>Протяженность шурфа, метр | <a id="p100616"></a>Примечания |
| --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |


2. <a id="p100617"></a>Средства измерений


| <a id="p100618"></a>Наименование прибора | <a id="p100619"></a>N прибора | <a id="p100620"></a>Назначение прибора | <a id="p100621"></a>Свидетельство и дата следующей поверки (калибровки) |
| --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |


3. <a id="p100622"></a>Результаты измерений


| <a id="p100623"></a>Параметр контроля | <a id="p100624"></a>Результат контроля | <a id="p100625"></a>Место расположения (координаты) | <a id="p100626"></a>Размеры, вид утечки |
| --- | --- | --- | --- |
| <a id="p100627"></a>Загазованность шурфа (наличие негерметичности) |  |  |  |


<a id="p100628"></a>Измерения провели:


<table>
<colgroup><col width="63%"><col width="4%"><col width="34%"></colgroup>
<tr><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100629"></a>(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100630"></a>(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)</td></tr>
</table>






<a id="p100631"></a>Приложение N 8
к Руководству по безопасности
"Рекомендации по обследованию
подземных стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364

<a id="p100632"></a>(Рекомендуемый образец)


| <a id="p100633"></a>ПРОТОКОЛ<br>ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ЗАЩИТНОГО ПОКРЫТИЯ В ШУРФЕ |
| --- |
|  |
| <a id="p100634"></a>Дата обследования: "__" ________ 20__ г.<br>Имущественная принадлежность газопровода |
|  |
| <a id="p100635"></a>Адрес газопровода и N исполнительного чертежа |
|  |
| <a id="p100636"></a>Назначение газопровода |
|  |
| <a id="p100637"></a>Общая протяженность ___ метров, диаметр ____ миллиметров, рабочее давление ______ мегапаскаля. |


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


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


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


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


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

#### <a id="p100649"></a>3.1 Характеристики защитного покрытия



| <a id="p100650"></a>N шурфа | <a id="p100651"></a>Основа покрытия | <a id="p100652"></a>Тип покрытия | <a id="p100653"></a>Армирующий материал | <a id="p100654"></a>Наличие праймера | <a id="p100655"></a>Адгезия |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |



#### <a id="p100656"></a>3.2 Толщина защитного покрытия



<table>
<colgroup><col width="9%"><col width="18%"><col width="16%"><col width="16%"><col width="16%"><col width="25%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100657"></a>N шурфа</td><td colspan="4"><a id="p100658"></a>Толщина покрытия, миллиметр</td><td rowspan="2"><a id="p100659"></a>Среднее значение,<br>миллиметр</td></tr>
<tr><td><a id="p100660"></a>0 градусов</td><td><a id="p100661"></a>90 градусов</td><td><a id="p100662"></a>180 градусов</td><td><a id="p100663"></a>270 градусов</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>



#### <a id="p100664"></a>3.3 Переходное сопротивление защитного покрытия



| <a id="p100665"></a>N шурфа | <a id="p100666"></a>Диаметр газопровода,<br>миллиметр | <a id="p100667"></a>Площадь электрода-бандажа,<br>квадратный метр | <a id="p100668"></a>Напряжение, вольт | <a id="p100669"></a>Сила тока,<br>ампер | <a id="p100670"></a>Rпер, ОМ на квадратный метр | <a id="p100671"></a>Rпер ср., ОМ на квадратный метр |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |  |  |



#### <a id="p100672"></a>3.4 Повреждения защитного покрытия



| <a id="p100673"></a>N шурфа | <a id="p100674"></a>Внешний вид покрытия | <a id="p100675"></a>Тип повреждения | <a id="p100676"></a>Размеры повреждения | <a id="p100677"></a>Причины повреждения |
| --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |


4. <a id="p100678"></a>Выводы: Выявлено мест с дефектами защитного покрытия, из них:


| <a id="p100679"></a>Дефекты | <a id="p100680"></a>Количество, штук |
| --- | --- |
| <a id="p100681"></a>Сквозные повреждения |  |
| <a id="p100682"></a>Неудовлетворительная адгезия |  |
| <a id="p100683"></a>Отсутствие адгезии |  |
| <a id="p100684"></a>Переходное сопротивление ниже предельно допустимого значения |  |
| <a id="p100685"></a>Полная деструкция |  |


<a id="p100686"></a>Измерения провели:


<table>
<colgroup><col width="63%"><col width="4%"><col width="34%"></colgroup>
<tr><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100687"></a>(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)</td></tr>
</table>






<a id="p100688"></a>Приложение N 9
к Руководству по безопасности
"Рекомендации по обследованию
подземных стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364

<a id="p100689"></a>(Рекомендуемый образец)


| <a id="p100690"></a>ПРОТОКОЛ<br>ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТОЯНИЯ МЕТАЛЛА ТРУБЫ<br>И СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ГАЗОПРОВОДА |
| --- |
|  |
| <a id="p100691"></a>Дата обследования: "__" ________ 20__ г.<br>Имущественная принадлежность газопровода |
|  |
| <a id="p100692"></a>Адрес газопровода и N исполнительного чертежа |
|  |
| <a id="p100693"></a>Назначение газопровода |
|  |
| <a id="p100694"></a>Общая протяженность ___ метров, диаметр ____ миллиметров, рабочее давление ______ мегапаскаля. |


1. <a id="p100695"></a>Параметры шурфа


| <a id="p100696"></a>N шурфа | <a id="p100697"></a>Привязка шурфа по схеме (ПК) (топографическая привязка точек контроля GPS/Глонасс) | <a id="p100698"></a>Протяженность шурфа, метр | <a id="p100699"></a>Примечания |
| --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |


2. <a id="p100700"></a>Средства измерений


| <a id="p100701"></a>Наименование прибора | <a id="p100702"></a>N прибора | <a id="p100703"></a>Назначение прибора | <a id="p100704"></a>Свидетельство и дата следующей поверки (калибровки) |
| --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |


3. <a id="p100705"></a>Результаты измерений

#### <a id="p100706"></a>3.1 Геометрические параметры



<table>
<colgroup><col width="11%"><col width="15%"><col width="15%"><col width="15%"><col width="15%"><col width="15%"><col width="14%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100707"></a>N шурфа</td><td colspan="2"><a id="p100708"></a>Наружный диаметр, миллиметр</td><td colspan="4"><a id="p100709"></a>Толщина стенки трубы, миллиметр</td></tr>
<tr><td><a id="p100710"></a>0 градусов</td><td><a id="p100711"></a>90 градусов</td><td><a id="p100712"></a>0 градусов</td><td><a id="p100713"></a>90 градусов</td><td><a id="p100714"></a>180 градусов</td><td><a id="p100715"></a>270 градусов</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>



#### <a id="p100716"></a>3.2 Механические и коррозионные повреждения металла трубы



| <a id="p100717"></a>N шурфа | <a id="p100718"></a>Вид повреждения | <a id="p100719"></a>Расположение, градус | <a id="p100720"></a>Площадь, квадратный миллиметр (диаметр, миллиметр) | <a id="p100721"></a>Глубина,<br>миллиметр | <a id="p100722"></a>Толщина стенки на неповрежденном участке,<br>миллиметр |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |  |



#### <a id="p100723"></a>3.3 Механические характеристики металла трубы



<table>
<colgroup><col width="11%"><col width="18%"><col width="16%"><col width="14%"><col width="23%"><col width="19%"></colgroup>
<tr><td><a id="p100724"></a>N шурфа</td><td><a id="p100725"></a>Показания прибора</td><td><a id="p100726"></a>Среднее значение</td><td><a id="p100727"></a>Твердость</td><td><a id="p100728"></a>Временное сопротивление,<br>мегапаскаль</td><td><a id="p100729"></a>Предел текучести,<br>мегапаскаль</td></tr>
<tr><td rowspan="3"></td><td></td><td rowspan="3"></td><td rowspan="3"></td><td rowspan="3"></td><td rowspan="3"></td></tr>
<tr><td></td></tr>
<tr><td></td></tr>
</table>



#### <a id="p100730"></a>3.4 Состояние сварных соединений



<table>
<colgroup><col width="18%"><col width="21%"><col width="53%"><col width="8%"></colgroup>
<tr><td colspan="4"><a id="p100731"></a>Случаи разгерметизации сварных соединений</td></tr>
<tr><td colspan="4"></td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100732"></a>Наличие поперечных сварных соединений газопровода в шурфе:</td></tr>
<tr><td colspan="4"></td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100733"></a>Необходимость проверки сварных соединений</td></tr>
<tr><td colspan="4"></td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p100734"></a>Состояние сварных соединений</td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p100735"></a>протоколы N</td><td colspan="3"></td></tr>
</table>


4. <a id="p100736"></a>Выводы
<a id="p100737"></a>Выявлено дефектов металла трубы и сварных соединений, из них:


| <a id="p100738"></a>Дефекты | <a id="p100739"></a>Количество,<br>штук |
| --- | --- |
| <a id="p100740"></a>Сквозные коррозионные повреждения более 1 миллиметра в диаметре |  |
| <a id="p100741"></a>Сквозные коррозионные повреждения менее 1 миллиметра в диаметре |  |
| <a id="p100742"></a>Язвенная (точечная) коррозия |  |
| <a id="p100743"></a>Общая коррозия с остаточной толщиной стенки трубы менее 70 процентов от номинальной |  |
| <a id="p100744"></a>Общая коррозия с остаточной толщиной стенки трубы более 70 процентов от номинальной |  |
| <a id="p100745"></a>Механические повреждения |  |
| <a id="p100746"></a>Негерметичность сварных соединений |  |
| <a id="p100747"></a>Разрыв сварных соединений |  |
| <a id="p100748"></a>Потеря прочности |  |


<a id="p100749"></a>Измерения провели:


<table>
<colgroup><col width="63%"><col width="4%"><col width="34%"></colgroup>
<tr><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100750"></a>(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100751"></a>(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)</td></tr>
</table>






<a id="p100752"></a>Приложение N 10
к Руководству по безопасности
"Рекомендации по обследованию
подземных стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364

<a id="p100753"></a>(Рекомендуемый образец)


| <a id="p100754"></a>ПРОТОКОЛ<br>ОПРЕДЕЛЕНИЯ БИОКОРРОЗИОННОЙ АГРЕССИВНОСТИ ГРУНТА |
| --- |
|  |
| <a id="p100755"></a>Дата обследования: "__" ________ 20__ г.<br>Имущественная принадлежность газопровода |
|  |
| <a id="p100756"></a>Адрес газопровода и N исполнительного чертежа |
|  |
| <a id="p100757"></a>Назначение газопровода |
|  |
| <a id="p100758"></a>Общая протяженность ___ метров, диаметр ____ миллиметров, рабочее давление ______ мегапаскаля. |


1. <a id="p100759"></a>Параметры шурфа


| <a id="p100760"></a>N шурфа | <a id="p100761"></a>Привязка шурфа по схеме (ПК) (топографическая привязка точек контроля GPS/Глонасс) | <a id="p100762"></a>Протяженность шурфа, метр | <a id="p100763"></a>Примечания |
| --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |


2. <a id="p100764"></a>Результаты измерений


| <a id="p100765"></a>N шурфа | <a id="p100766"></a>Окраска грунта | <a id="p100767"></a>Наличие восстановительных соединений серы | <a id="p100768"></a>Биокоррозионная агрессивность грунта |
| --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |


<a id="p100769"></a>Измерения провели:


<table>
<colgroup><col width="63%"><col width="4%"><col width="34%"></colgroup>
<tr><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100770"></a>(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)</td></tr>
<tr><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100771"></a>(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)</td></tr>
</table>






<a id="p100772"></a>Приложение N 11
к Руководству по безопасности
"Рекомендации по обследованию
подземных стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364

<a id="p100773"></a>(Рекомендуемый образец)


<table>
<colgroup><col width="7%"><col width="6%"><col width="4%"><col width="2%"><col width="2%"><col width="3%"><col width="2%"><col width="2%"><col width="2%"><col width="3%"><col width="3%"><col width="4%"><col width="1%"><col width="1%"><col width="4%"><col width="2%"><col width="7%"><col width="3%"><col width="8%"><col width="2%"><col width="3%"><col width="5%"><col width="3%"><col width="18%"></colgroup>
<tr><td colspan="24"><a id="p100774"></a>АКТ<br>ШУРФОВОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА</td></tr>
<tr><td colspan="24"></td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100775"></a>Дата обследования: "__" ________ 20__ г.<br>Имущественная принадлежность газопровода</td></tr>
<tr><td colspan="24"></td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100776"></a>Эксплуатационная организация</td></tr>
<tr><td colspan="24"></td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100777"></a>1. Наименование газопровода</td></tr>
<tr><td colspan="24"></td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100778"></a>2. Адрес расположения шурфа</td></tr>
<tr><td colspan="24"></td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100779"></a>3. Длина шурфа, метр</td></tr>
<tr><td colspan="24"></td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100780"></a>4. Координаты шурфа по GPS/Глонасс (WGS 84)</td></tr>
<tr><td colspan="24"></td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100781"></a>5. Основание для проведения обследования</td></tr>
<tr><td colspan="24"></td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100782"></a>(дефект изоляции, утечка и другое)</td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100783"></a>6. Характеристика трубопровода:</td></tr>
<tr><td colspan="4"><a id="p100784"></a>давление газа</td><td colspan="20"></td></tr>
<tr><td colspan="4"></td><td colspan="20"><a id="p100785"></a>(высокое, среднее, низкое)</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p100786"></a>материал</td><td colspan="22"></td></tr>
<tr><td colspan="11"><a id="p100787"></a>наружный диаметр, миллиметр</td><td colspan="13"></td></tr>
<tr><td colspan="10"><a id="p100788"></a>толщина стенки, миллиметр</td><td colspan="14"></td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100789"></a>глубина заложения трубопровода (от верхней образующей трубопровода до поверхности земли), метр _____________________________________</td></tr>
<tr><td colspan="7"><a id="p100790"></a>год(ы) строительства</td><td colspan="17"></td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100791"></a>7. Состояние защитного покрытия:</td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100792"></a>конструкция</td><td colspan="21"></td></tr>
<tr><td colspan="3"></td><td colspan="21"><a id="p100793"></a>(нормальный типа, усиленного типа, весьма усиленного типа)</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p100794"></a>материал</td><td colspan="22"></td></tr>
<tr><td colspan="2"></td><td colspan="22"><a id="p100795"></a>(полимерное, ленточное полимерно-битумное, мастичное и другое)</td></tr>
<tr><td colspan="17"><a id="p100796"></a>толщина (из паспорта газопровода), миллиметр</td><td colspan="7"></td></tr>
<tr><td colspan="13"><a id="p100797"></a>толщина (фактическая), миллиметр</td><td colspan="11"></td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100798"></a>адгезия (из паспорта газопровода), ньютон на квадратный сантиметр, мегапаскаль ___________________________</td></tr>
<tr><td colspan="23"><a id="p100799"></a>адгезия (фактическая), ньютон на квадратный сантиметр, мегапаскаль</td><td></td></tr>
<tr><td colspan="8"><a id="p100800"></a>наличие повреждений</td><td colspan="16"></td></tr>
<tr><td colspan="8"></td><td colspan="16"><a id="p100801"></a>(гофры, складки, пустоты, механические и другое)</td></tr>
<tr><td colspan="8"><a id="p100802"></a>сквозные повреждения</td><td colspan="16"></td></tr>
<tr><td colspan="8"></td><td colspan="16"><a id="p100803"></a>(нет/ориентир по часовой шкале от 12:00 до 24:00)</td></tr>
<tr><td colspan="19"><a id="p100804"></a>площадь сквозных повреждений, квадратный сантиметр</td><td colspan="5"></td></tr>
<tr><td colspan="22"><a id="p100805"></a>переходное электрическое сопротивление, ом на квадратный метр</td><td colspan="2"></td></tr>
<tr><td colspan="12"><a id="p100806"></a>наружная обертка и ее состояние</td><td colspan="12"></td></tr>
<tr><td colspan="12"></td><td colspan="12"><a id="p100807"></a>(нет/материал, удовлетворительное, неудовлетворительное)</td></tr>
<tr><td colspan="16"><a id="p100808"></a>наличие влаги под защитным покрытием</td><td colspan="8"></td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100809"></a>8. Состояние наружной поверхности трубы:</td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100810"></a>наличие ржавчины на трубе под изоляцией, в местах отсутствия или повреждения защитного покрытия _____________________________________</td></tr>
<tr><td colspan="6"><a id="p100811"></a>характер ржавчины</td><td colspan="18"></td></tr>
<tr><td colspan="6"></td><td colspan="18"><a id="p100812"></a>цвет, бугристая, сплошная, легко или трудноотделяемая от трубы)</td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100813"></a>наличие сквозных или несквозных язв</td></tr>
<tr><td colspan="24"></td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100814"></a>(ориентир по часовой шкале от 12:00 до 24:00, примерное число на 1 квадратный дециметр)</td></tr>
<tr><td colspan="9"><a id="p100815"></a>размеры язв, миллиметр</td><td colspan="15"></td></tr>
<tr><td colspan="9"></td><td colspan="15"><a id="p100816"></a>(диаметр, глубина)</td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100817"></a>9. Характеристика грунта:</td></tr>
<tr><td><a id="p100818"></a>тип</td><td colspan="23"></td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100819"></a>(глина, песок, суглинок, торф, известняк, чернозем, гравий-щебень и другое)</td></tr>
<tr><td colspan="5"><a id="p100820"></a>состояние грунта</td><td colspan="19"></td></tr>
<tr><td colspan="5"></td><td colspan="19"><a id="p100821"></a>(сухой, влажный, мокрый)</td></tr>
<tr><td colspan="9"><a id="p100822"></a>наличие грунтовой воды</td><td colspan="15"></td></tr>
<tr><td colspan="6"><a id="p100823"></a>наличие загрязнений</td><td colspan="18"></td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100824"></a>10. Результаты коррозионных исследований:</td></tr>
<tr><td colspan="14"><a id="p100825"></a>коррозионная агрессивность грунта</td><td colspan="10"></td></tr>
<tr><td colspan="20"><a id="p100826"></a>удельное электрическое сопротивление грунта, ом на метр</td><td colspan="4"></td></tr>
<tr><td colspan="21"><a id="p100827"></a>средняя плотность катодного тока, ампер на квадратный метр</td><td colspan="3"></td></tr>
<tr><td colspan="15"><a id="p100828"></a>биокоррозионная агрессивность грунта</td><td colspan="9"></td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100829"></a>наличие опасного действия блуждающего постоянного и переменного токов</td></tr>
<tr><td colspan="24"></td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100830"></a>11. Источники блуждающих токов в районе обследуемого газопровода</td></tr>
<tr><td colspan="24"></td></tr>
<tr><td colspan="6"><a id="p100831"></a>12. Тип средств ЭХЗ</td><td colspan="12"></td><td colspan="5"><a id="p100832"></a>порядковый N</td><td></td></tr>
<tr><td colspan="18"><a id="p100833"></a>(катодная, дренаж, протекторы)</td><td colspan="6"></td></tr>
<tr><td colspan="11"><a id="p100834"></a>13. Дата ввода в эксплуатацию</td><td colspan="13"></td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100835"></a>14. Суммарное время простоя до обнаружения повреждения</td></tr>
<tr><td colspan="24"></td></tr>
<tr><td colspan="21"><a id="p100836"></a>15. Потенциал газопровода относительно насыщенного МЭС</td><td colspan="3"></td></tr>
<tr><td colspan="11"><a id="p100837"></a>при включенной ЭХЗ, вольт</td><td colspan="13"></td></tr>
<tr><td colspan="11"><a id="p100838"></a>при отключенной ЭХЗ, вольт</td><td colspan="13"></td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100839"></a>16. Заключение о предполагаемых причинах коррозии</td></tr>
<tr><td colspan="24"></td></tr>
<tr><td colspan="24"></td></tr>
<tr><td colspan="24"></td></tr>
<tr><td colspan="24"><a id="p100840"></a>17. Предлагаемые противокоррозионные мероприятия</td></tr>
<tr><td colspan="24"></td></tr>
<tr><td colspan="24"></td></tr>
</table>


<a id="p100841"></a>Акт составлен:


|  |  |  |  |  |  |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p100842"></a>(должность, наименование организации) | <a id="p100843"></a>(фамилия, имя, отчество) |  | <a id="p100844"></a>(подпись) |  | <a id="p100845"></a>(дата) |
| <a id="p100846"></a>(должность, наименование организации) | <a id="p100847"></a>(фамилия, имя, отчество) |  | <a id="p100848"></a>(подпись) |  | <a id="p100849"></a>(дата) |






<a id="p100850"></a>Приложение N 12
к Руководству по безопасности
"Рекомендации по обследованию
подземных стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364

<a id="p100851"></a>(Рекомендуемая)

<a id="p100852"></a>**СХЕМА**
**АЛГОРИТМА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФАКТИЧЕСКОГО ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ,**
**ДОПУСТИМОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА**

<a id="p100853"></a> ![Вид работ](https://i.bukva.ai/hMi2tm3k8/img_0.png) 





<a id="p100854"></a>Приложение N 13
к Руководству по безопасности
"Рекомендации по обследованию
подземных стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364

<a id="p100855"></a>(Рекомендуемая)

<a id="p100856"></a>**МЕТОДИКА**
**ОЦЕНКИ ВЕРОЯТНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОТКАЗОВ, ОБУСЛОВЛЕННЫХ**
**ТЕХНИЧЕСКИМ СОСТОЯНИЕМ ГАЗОПРОВОДА**

1. <a id="p100857"></a>Вероятность возникновения отказа, обусловленного техническим состоянием газопровода, определяется для участка газопровода протяженностью не более 1 километра по следующим формулам:
<a id="p100858"></a>при наличии дефектов и повреждений, выявленных при проведении обследования:

<a id="p100859"></a> $\text{Р}_{\text{ТС}1} = 1 - \prod_{si = 1}^{S} [1 - K_{\Sigma}\text{Р}(\text{А}_{si})]^{m_{s}},(1)$ 

<a id="p100860"></a>при условии устранения выявленных дефектов и повреждений (с учетом дефектов и повреждений, не обнаруженных по объективным и субъективным причинам):

<a id="p100861"></a> $\text{Р}_{\text{ТС}2} = 1 - \prod_{si = 1}^{S} [1 - K_{\Sigma}\text{Р}(\text{А}_{si})]^{l_{s}},(2)$ 

<a id="p100862"></a>где:
<a id="p100863"></a>S - количество типов дефектов и повреждений, шт.;
<a id="p100864"></a> $K_{\Sigma}$ - корректирующий коэффициент опасности дефектов и повреждений, учитывающий влияние условий эксплуатации и динамики возникновения дефектов и повреждений, определяется как произведение индивидуальных коэффициентов Ki по формуле:

<a id="p100865"></a> $K_{\Sigma} = \prod_{i = 1}^{n} K_{i},(3)$ 

<a id="p100866"></a>где:
<a id="p100867"></a>n - количество корректирующих коэффициентов, шт.;
<a id="p100868"></a>P(Asi) - потенциальная вероятность возникновения отказа из-за Si-того дефекта или повреждения;
<a id="p100869"></a>ms - количество дефектов или повреждений одного типа, выявленных при проведении обследования на обследуемом участке газопровода, шт.;
<a id="p100870"></a>ls - количество необнаруженных дефектов и/или повреждений, шт., определяется по формуле:

<a id="p100871"></a>ls = ms · [(l - Рд-оп(Вsi)) / Рд-оп(Вsi)], (4)

<a id="p100872"></a>где:
<a id="p100873"></a>Рд-оп(Вsi) - вероятность обнаружения дефекта или повреждения (системой дефектоскоп-оператор).
2. <a id="p100874"></a>Значения вероятности отказа, обусловленного возникновением на газопроводе различных типов дефектов и повреждений, и корректирующих коэффициентов опасности дефектов и повреждений определяются по статистическим данным об отказах на газопроводах по формулам:

<a id="p100875"></a> $\text{Р}(\text{А}_{si}) = \frac{1}{N_{si}} (5)$ 

<a id="p100876"></a> $K_{i} = K_{B} \cdot \frac{N_{i}}{N_{min}} (6)$ 

<a id="p100877"></a>где:
<a id="p100878"></a>Nsi - средняя частота возникновения данного типа дефектов на газопроводе, приходящихся на один отказ 1/(километр·год);
<a id="p100879"></a>KB - весовой коэффициент условий эксплуатации, учитывает разную степень влияния различных групп условий эксплуатации (KB = 1... 1,2);
<a id="p100880"></a>Ni, Nmin - частота возникновения дефектов в одной из групп условий эксплуатации.
<a id="p100881"></a>Корректирующий коэффициент опасности дефектов и повреждений Ki позволяет учитывать влияние характеристик газопровода и условий его эксплуатации на степень опасности дефектов и повреждений (возникновение отказа).
<a id="p100882"></a>Рекомендуемые значения P(Asi) и Ki, полученные из статистических данных, приведены соответственно в таблицах N 1 и [N 2](#p100923).

<a id="p100883"></a>Таблица N 1

<a id="p100884"></a>Степень опасности дефектов и повреждений


<table>
<colgroup><col width="19%"><col width="70%"><col width="11%"></colgroup>
<tr><td colspan="2"><a id="p100885"></a>Характеристики дефектов и повреждений</td><td><a id="p100886"></a>P(Asi)</td></tr>
<tr><td colspan="3"></td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100887"></a>Дефекты и повреждения защитного покрытия</td></tr>
<tr><td rowspan="5"><a id="p100888"></a>Механические и структурные</td><td><a id="p100889"></a>Повреждения</td><td><a id="p100890"></a>0,002</td></tr>
<tr><td><a id="p100891"></a>Неудовлетворительная адгезия в шурфе</td><td><a id="p100892"></a>0,003</td></tr>
<tr><td><a id="p100893"></a>Отсутствие адгезии на всем участке</td><td><a id="p100894"></a>0,030</td></tr>
<tr><td><a id="p100895"></a>Переходное сопротивление в шурфе меньше предельно допустимого значения</td><td><a id="p100896"></a>0,001</td></tr>
<tr><td><a id="p100897"></a>Деструкция защитного покрытия на всем участке</td><td><a id="p100898"></a>0,005</td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100899"></a>Дефекты и повреждения металла трубы</td></tr>
<tr><td rowspan="4"><a id="p100900"></a>Коррозионные</td><td><a id="p100901"></a>Сквозные более 1 миллиметра в диаметре</td><td><a id="p100902"></a>0,200</td></tr>
<tr><td><a id="p100903"></a>Сквозные менее 1 миллиметра в диаметре</td><td><a id="p100904"></a>0,100</td></tr>
<tr><td><a id="p100905"></a>Локальные (язвенные, точечные)</td><td><a id="p100906"></a>0,015</td></tr>
<tr><td><a id="p100907"></a>Общие при остаточной толщине стенки менее 70 процентов от номинальной</td><td><a id="p100908"></a>0,010</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p100909"></a>Характеристики дефектов и повреждений</td><td><a id="p100910"></a>P(Asi)</td></tr>
<tr><td></td><td><a id="p100911"></a>Общие при остаточной толщине стенки от 99 до 70 процентов номинальной</td><td><a id="p100912"></a>0,005</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100913"></a>Структурные</td><td><a id="p100914"></a>Потеря прочности тела трубы $\sigma_{\text{тф}}/\sigma_{\text{вф}}&gt;0,9$</td><td><a id="p100915"></a>0,700</td></tr>
<tr><td><a id="p100916"></a>Разрыв сварного соединения</td><td><a id="p100917"></a>0,200</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p100918"></a>Характеристики дефектов и повреждений</td><td><a id="p100919"></a>P(Asi)</td></tr>
<tr><td></td><td><a id="p100920"></a>Негерметичность сварного соединения</td><td><a id="p100921"></a>0,100</td></tr>
</table>


<a id="p100922"></a>Таблица N 2

<a id="p100923"></a>Значения корректирующих коэффициентов опасности
дефектов и повреждений на газопроводе


<table>
<colgroup><col width="51%"><col width="29%"><col width="19%"></colgroup>
<tr><td colspan="2"><a id="p100924"></a>Характеристики подземного газопровода</td><td><a id="p100925"></a>Ki<br>возможное</td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100926"></a>Условия эксплуатации</td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p100927"></a>Вид газопровода</td><td><a id="p100928"></a>межпоселковый</td><td><a id="p100929"></a>1,00</td></tr>
<tr><td><a id="p100930"></a>распределительный</td><td><a id="p100931"></a>1,05</td></tr>
<tr><td><a id="p100932"></a>ввод</td><td><a id="p100933"></a>1,10</td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p100934"></a>Давление газа</td><td><a id="p100935"></a>низкое</td><td><a id="p100936"></a>1,00</td></tr>
<tr><td><a id="p100937"></a>среднее</td><td><a id="p100938"></a>1,05</td></tr>
<tr><td><a id="p100939"></a>высокое</td><td><a id="p100940"></a>1,10</td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p100941"></a>Наличие перехода газопровода через естественные и искусственные преграды</td><td><a id="p100942"></a>отсутствует</td><td><a id="p100943"></a>1,00</td></tr>
<tr><td><a id="p100944"></a>водная преграда</td><td><a id="p100945"></a>1,05</td></tr>
<tr><td><a id="p100946"></a>автомобильная или железная дорога</td><td><a id="p100947"></a>1,15</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p100948"></a>Нормативные расстояния от сети газораспределения</td><td><a id="p100949"></a>соблюдены</td><td><a id="p100950"></a>1,00</td></tr>
<tr><td><a id="p100951"></a>не соблюдены</td><td><a id="p100952"></a>1,05</td></tr>
<tr><td><a id="p100953"></a>Защитный потенциал обеспечен:</td><td><a id="p100954"></a>-</td><td><a id="p100955"></a>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100956"></a>по всей протяженности газопровода или средств ЭХЗ не требуется</td><td><a id="p100957"></a>-</td><td><a id="p100958"></a>1,00</td></tr>
<tr><td><a id="p100959"></a>не по всей протяженности в грунтах с высокой коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивностью или при наличии опасного влияния блуждающих токов (постоянного, переменного)</td><td><a id="p100960"></a>-</td><td><a id="p100961"></a>1,10</td></tr>
<tr><td><a id="p100962"></a>не по всей протяженности в грунтах с высокой коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивностью и при наличии опасного влияния блуждающих токов (постоянного, переменного)</td><td><a id="p100963"></a>-</td><td><a id="p100964"></a>1,20</td></tr>
<tr><td><a id="p100965"></a>Перерывы в работе средств ЭХЗ свыше допустимых нормативной документацией сроков</td><td><a id="p100966"></a>-</td><td><a id="p100967"></a>1,05</td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p100968"></a>Учет динамики возникновения дефектов и повреждений</td></tr>
<tr><td><a id="p100969"></a>Ранее не было выявлено повреждений защитного покрытия</td><td><a id="p100970"></a>-</td><td><a id="p100971"></a>1,00</td></tr>
<tr><td><a id="p100972"></a>Ранее были выявлены повреждения защитного покрытия при отсутствии динамики роста их количества</td><td><a id="p100973"></a>-</td><td><a id="p100974"></a>1,05</td></tr>
<tr><td><a id="p100975"></a>Наблюдается рост количества мест повреждений защитного покрытия по сравнению с последним обследованием</td><td><a id="p100976"></a>-</td><td><a id="p100977"></a>1,10</td></tr>
<tr><td><a id="p100978"></a>Наблюдается рост количества мест сквозных коррозионных повреждений за последние пять лет по сравнению с предыдущими пятью годами</td><td><a id="p100979"></a>-</td><td><a id="p100980"></a>2,00</td></tr>
<tr><td><a id="p100981"></a>Наблюдается рост количества мест разгерметизации сварных стыков за последние пять лет по сравнению с предыдущими пятью годами</td><td><a id="p100982"></a>-</td><td><a id="p100983"></a>2,00</td></tr>
</table>


3. <a id="p100984"></a>Вероятность обнаружения дефектов и повреждений Рд-оп обусловлена проявлением различных факторов:
<a id="p100985"></a>характеристиками используемых приборов и оборудования;
<a id="p100986"></a>параметрами газопровода;
<a id="p100987"></a>внешними причинами (наличие помех, качество дорожного покрытия, влажность грунта в зоне укладки газопровода и другое);
<a id="p100988"></a>субъективными причинами (человеческий фактор).
<a id="p100989"></a>Конкретные значения Рд-оп назначаются с учетом различных факторов, но не могут превышать максимальные значения из таблицы N 3.

<a id="p100990"></a>Таблица N 3

<a id="p100991"></a>Максимальные вероятности обнаружения дефектов и повреждений


<table>
<colgroup><col width="78%"><col width="22%"></colgroup>
<tr><td><a id="p100992"></a>Характеристика дефектного участка</td><td><a id="p100993"></a>Максимальная вероятность обнаружения дефекта Рд-оп макс</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p100994"></a>Сквозные дефекты и повреждения металла труб</td></tr>
<tr><td><a id="p100995"></a>На газопроводах:</td><td><a id="p100996"></a>-</td></tr>
<tr><td><a id="p100997"></a>высокого давления</td><td><a id="p100998"></a>0,98</td></tr>
<tr><td><a id="p100999"></a>среднего давления</td><td><a id="p101000"></a>0,95</td></tr>
<tr><td><a id="p101001"></a>низкого давления</td><td><a id="p101002"></a>0,90</td></tr>
<tr><td><a id="p101003"></a>низкого давления при размере повреждения менее 1 миллиметра</td><td><a id="p101004"></a>0,85</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101005"></a>Дефекты и повреждения защитного покрытия</td></tr>
<tr><td><a id="p101006"></a>При прокладке газопровода:</td><td><a id="p101007"></a>-</td></tr>
<tr><td><a id="p101008"></a>в поселении при наличии смежных коммуникаций</td><td><a id="p101009"></a>0,70</td></tr>
<tr><td><a id="p101010"></a>в поселении при отсутствии смежных коммуникаций</td><td><a id="p101011"></a>0,75</td></tr>
<tr><td><a id="p101012"></a>вне поселений</td><td><a id="p101013"></a>0,80</td></tr>
<tr><td><a id="p101014"></a>Отсутствие адгезии по всей протяженности газопровода</td><td><a id="p101015"></a>0,98</td></tr>
<tr><td><a id="p101016"></a>Деструкция защитного покрытия на всем участке (переходное сопротивление ниже предельно допустимого значения), подтвержденная неоднократными шурфовыми обследованиями</td><td><a id="p101017"></a>0,99</td></tr>
</table>


4. <a id="p101018"></a>При установлении количества дефектов и повреждений, обусловленных коррозией металла труб и выявленных в одном шурфе, длина которого не более 1,5 метров, следует использовать принцип поглощения менее значительных повреждений более значительными. Так, например, если в шурфе выявлены и сквозные, и язвенные повреждения, то учитываются только сквозные повреждения.
<a id="p101019"></a>Количество дефектов одного типа для одного шурфа стандартного размера (1,5 метра) принимается за единицу.





<a id="p101020"></a>Приложение N 14
к Руководству по безопасности
"Рекомендации по обследованию
подземных стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364

<a id="p101021"></a>(Рекомендуемый образец)


| <a id="p101022"></a>ПРОТОКОЛ<br>ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФАКТИЧЕСКОГО ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ<br>И ДОПУСТИМОСТИ ДАЛЬНЕЙШЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ<br>ГАЗОПРОВОДА |
| --- |
|  |
| <a id="p101023"></a>Дата обследования: "__" ________ 20__ г.<br>Имущественная принадлежность газопровода |
|  |
| <a id="p101024"></a>Адрес газопровода и N исполнительного чертежа |
|  |
| <a id="p101025"></a>Назначение газопровода |
|  |
| <a id="p101026"></a>Общая протяженность ___ метров, диаметр ____ миллиметров, рабочее давление ______ мегапаскаля. |


<a id="p101027"></a>Таблица N 4

<a id="p101028"></a>Расчет параметров технического состояния


<table>
<colgroup><col width="23%"><col width="43%"><col width="8%"><col width="10%"><col width="3%"><col width="5%"><col width="9%"></colgroup>
<tr><td colspan="2" rowspan="2"><a id="p101029"></a>Показатели подземного газопровода</td><td rowspan="2"><a id="p101030"></a>Ki</td><td rowspan="2"><a id="p101031"></a>P(Asi)</td><td colspan="3"><a id="p101032"></a>Результаты</td></tr>
<tr><td colspan="2"><a id="p101033"></a>Ki</td><td><a id="p101034"></a>Количество</td></tr>
<tr><td colspan="7"><a id="p101035"></a>Условия эксплуатации газопровода</td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p101036"></a>Вид газопровода</td><td><a id="p101037"></a>межпоселковый</td><td><a id="p101038"></a>1,00</td><td><a id="p101039"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101040"></a>распределительный</td><td><a id="p101041"></a>1,05</td><td><a id="p101042"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101043"></a>ввод</td><td><a id="p101044"></a>1,10</td><td><a id="p101045"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p101046"></a>Давление газа</td><td><a id="p101047"></a>низкое</td><td><a id="p101048"></a>1,00</td><td><a id="p101049"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101050"></a>среднее</td><td><a id="p101051"></a>1,05</td><td><a id="p101052"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101053"></a>высокое</td><td><a id="p101054"></a>1,10</td><td><a id="p101055"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="4"><a id="p101056"></a>Наличие перехода через естественные и искусственные преграды</td><td><a id="p101057"></a>отсутствует</td><td><a id="p101058"></a>1,00</td><td><a id="p101059"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101060"></a>водная преграда</td><td><a id="p101061"></a>1,05</td><td><a id="p101062"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101063"></a>железная или автомобильная дорога</td><td><a id="p101064"></a>1,10</td><td><a id="p101065"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101066"></a>железная и автомобильная дорога</td><td><a id="p101067"></a>1,15</td><td><a id="p101068"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101069"></a>Нормативные расстояния</td><td><a id="p101070"></a>соблюдены</td><td><a id="p101071"></a>1,00</td><td><a id="p101072"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101073"></a>не соблюдены</td><td><a id="p101074"></a>1,05</td><td><a id="p101075"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="5"><a id="p101076"></a>Защитный потенциал</td><td><a id="p101077"></a>средства ЭХЗ не требуется</td><td><a id="p101078"></a>1,00</td><td><a id="p101079"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101080"></a>обеспечен по всей протяженности</td><td><a id="p101081"></a>1,00</td><td><a id="p101082"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101083"></a>обеспечен не по всей протяженности:</td><td></td><td></td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101084"></a>в грунтах с высокой коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивностью или при наличии опасного влияния блуждающих токов</td><td><a id="p101085"></a>1,10</td><td></td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101086"></a>в грунтах с высокой коррозионной (включая биокоррозионную) агрессивностью и при наличии опасного влияния блуждающих токов</td><td><a id="p101087"></a>1,20</td><td></td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101088"></a>Перерывы в работе средств ЭХЗ</td><td><a id="p101089"></a>отсутствуют</td><td><a id="p101090"></a>1,00</td><td><a id="p101091"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101092"></a>свыше сроков, установленных нормативной документацией</td><td><a id="p101093"></a>1,05</td><td><a id="p101094"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="7"><a id="p101095"></a>Дефекты и повреждения</td></tr>
<tr><td rowspan="5"><a id="p101096"></a>Защитное покрытие</td><td><a id="p101097"></a>повреждения</td><td><a id="p101098"></a>-</td><td><a id="p101099"></a>0,002</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101100"></a>неудовлетворительная адгезия</td><td><a id="p101101"></a>-</td><td><a id="p101102"></a>0,003</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101103"></a>отсутствие адгезии</td><td><a id="p101104"></a>-</td><td><a id="p101105"></a>0,030</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101106"></a>переходное сопротивление меньше предельно допустимого значения</td><td><a id="p101107"></a>-</td><td><a id="p101108"></a>0,001</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101109"></a>полная деструкция</td><td><a id="p101110"></a>-</td><td><a id="p101111"></a>0,005</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="5"><a id="p101112"></a>Коррозия металла</td><td><a id="p101113"></a>сквозная с диаметром отверстия более 1 миллиметра</td><td><a id="p101114"></a>-</td><td><a id="p101115"></a>0,200</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101116"></a>сквозная с диаметром отверстия менее 1 миллиметра</td><td><a id="p101117"></a>-</td><td><a id="p101118"></a>0,100</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101119"></a>локальная (язвенная, точечная)</td><td><a id="p101120"></a>-</td><td><a id="p101121"></a>0,015</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101122"></a>общая с остаточной толщиной стенки трубы менее 70 процентов от номинальной</td><td><a id="p101123"></a>-</td><td><a id="p101124"></a>0,010</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101125"></a>общая с остаточной толщиной стенки трубы более 70 процентов от номинальной</td><td><a id="p101126"></a>-</td><td><a id="p101127"></a>0,005</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p101128"></a>Сварные соединения</td><td><a id="p101129"></a>разрыв</td><td><a id="p101130"></a>-</td><td><a id="p101131"></a>0,200</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101132"></a>негерметичность</td><td><a id="p101133"></a>-</td><td><a id="p101134"></a>0,100</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101135"></a>потеря прочности $\sigma_{\text{тф}}/\sigma_{\text{вф}}&gt;0,9$</td><td><a id="p101136"></a>-</td><td><a id="p101137"></a>0,700</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="7"><a id="p101138"></a>Динамика дефектов и повреждений</td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p101139"></a>Повреждения защитного покрытия</td><td><a id="p101140"></a>ранее не было выявлено</td><td><a id="p101141"></a>1,00</td><td><a id="p101142"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101143"></a>ранее были выявлены</td><td><a id="p101144"></a>1,05</td><td><a id="p101145"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101146"></a>наблюдается рост количества мест повреждений по сравнению с последним обследованием</td><td><a id="p101147"></a>1,10</td><td><a id="p101148"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td rowspan="3"><a id="p101149"></a>Сквозные коррозионные повреждения и разрывы сварных соединений</td><td><a id="p101150"></a>ранее не было выявлено</td><td><a id="p101151"></a>1,00</td><td><a id="p101152"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101153"></a>ранее были выявлены</td><td><a id="p101154"></a>1,05</td><td><a id="p101155"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101156"></a>наблюдается рост количества мест повреждений по сравнению с последним обследованием</td><td><a id="p101157"></a>2,00</td><td><a id="p101158"></a>-</td><td colspan="2"></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="7"><a id="p101159"></a>Допустимость дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода при его фактическом техническом состоянии, выявленном в процессе обследования</td></tr>
<tr><td colspan="5"><a id="p101160"></a>Корректирующий коэффициент опасности дефектов и повреждений $K_{\Sigma}$</td><td colspan="2"></td></tr>
<tr><td colspan="5"><a id="p101161"></a>Вероятность возникновения отказа газопровода:</td><td colspan="2"></td></tr>
<tr><td colspan="5"><a id="p101162"></a>при наличии дефектов и повреждений, выявленных при проведении обследования РТС1</td><td colspan="2"></td></tr>
<tr><td colspan="5"><a id="p101163"></a>при условии устранения выявленных дефектов и повреждений РТС2</td><td colspan="2"></td></tr>
<tr><td colspan="5"><a id="p101164"></a>установленная в качестве допустимой Рд</td><td colspan="2"><a id="p101165"></a>0,05</td></tr>
<tr><td colspan="5"><a id="p101166"></a>Решение о допустимости дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода (допустима/недопустима)</td><td colspan="2"></td></tr>
</table>


<a id="p101167"></a>Рекомендации по обеспечению безопасной эксплуатации газопровода:


|  |
| --- |
|  |


<a id="p101168"></a>Расчет произвел:


<table>
<colgroup><col width="63%"><col width="4%"><col width="34%"></colgroup>
<tr><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p101169"></a>(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)</td></tr>
</table>






<a id="p101170"></a>Приложение N 15
к Руководству по безопасности
"Рекомендации по обследованию
подземных стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364

<a id="p101171"></a>**МЕТОДИКА**
**ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА ПО ВЕРОЯТНОСТИ**
**ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОТКАЗОВ**

1. <a id="p101172"></a>Определение остаточного ресурса газопровода по критерию вероятности возникновения отказа производится на основании заданной величины вероятности безотказной работы (1 - Рд) и значений частоты отказов, обусловленных различными причинами (техническое состояние, механические повреждения, заводской брак, другие причины) и оцениваемых по результатам обследования и статистическим данным.
2. <a id="p101173"></a>Расчетная формула для определения вероятности возникновения одного или более отказов Р (n >= 1) на протяжении конкретного периода времени для обследуемого участка газопровода имеет вид:

<a id="p101174"></a>Р (n >= 1) = 1 - Рд = 1 - exp(-nот · t · L), (1)

<a id="p101175"></a>где:
<a id="p101176"></a>t - продолжительность периода времени, для которого оценивается вероятность возникновения отказа, год;
<a id="p101177"></a>L - протяженность обследуемого участка газопровода, километров;
<a id="p101178"></a>Рд - вероятность возникновения отказа, установленная в качестве допустимой (рекомендуется Рд <= 0,05);
<a id="p101179"></a>nот - частота возникновения на газопроводе отказов, обусловленных различными причинами, 1/(километр·год):

<a id="p101180"></a>nот = nтс + nмп + nзб + nдр, (2)

<a id="p101181"></a>где:

<a id="p101182"></a>nтс - частота возникновения на газопроводе отказа, обусловленного техническим состоянием, оценивается по вероятности возникновения отказа Ртс, определенной на основе результатов обследования:

<a id="p101183"></a>nтс = Ртс/L, (3)

<a id="p101184"></a>nмп, nзб, nдр - частоты возникновения на газопроводе отказов, обусловленных механическими повреждениями, заводским браком и другими причинами, оцениваются по статистическим данным, обобщенным в таблице N 5.

<a id="p101185"></a>Таблица N 5

<a id="p101186"></a>Обобщенные статистические данные по частоте возникновения
на газопроводах отказов, обусловленных различными причинами


| <a id="p101187"></a>Причина отказа | <a id="p101188"></a>Обозначение | <a id="p101189"></a>Значение,<br>1/(километр·год) |
| --- | --- | --- |
| <a id="p101190"></a>Механические повреждения | <a id="p101191"></a>nмп | <a id="p101192"></a>0,0020 |
| <a id="p101193"></a>Заводской брак | <a id="p101194"></a>nзб | <a id="p101195"></a>0,0001 |
| <a id="p101196"></a>Другие причины | <a id="p101197"></a>nдр | <a id="p101198"></a>0,0003 |


3. <a id="p101199"></a>На основании [формулы (1)](#p101174) может быть рассчитана продолжительность периода времени t, на протяжении которого при значениях частоты отказов nот, определенных в соответствии с рекомендациями [пункта 2](#p101173) настоящего приложения, вероятность возникновения отказа на обследуемом участке газопровода не превысит заданной величины Рд:

<a id="p101200"></a>t = -In(1 - Рд) / (nот · L), (4)

4. <a id="p101201"></a>Остаточный ресурс Тпр для участка обследуемого газопровода протяженностью не более 1 километра при принятой вероятности возникновения отказа Рд и определенных по [пункту 2](#p101173) настоящего приложения значениях частоты отказов nот следует рассчитывать по формуле:

<a id="p101202"></a>Тпр = -In(1 - Рд) / (nтс + nмп + nзб + nдр). (5)

5. <a id="p101203"></a>В [таблице N 6](#p101206) в качестве иллюстрации приведены результаты расчета по [формуле (5)](#p101202) остаточного ресурса газопровода при различных значениях вероятности возникновения отказа, обусловленного техническим состоянием газопровода (Рд = 0,05, nмп = 0,002 1/(километр·год), nзб = 0,0001 1/(километр·год), nдр = 0,0003 1/(километр·год), птс - Ртс при L <= 1 километра).
6. <a id="p101204"></a>По результатам расчетов, выполненных для отдельных участков газопровода, строится график изменения остаточного ресурса Тпр = f(L) по всей протяженности газопровода.

<a id="p101205"></a>Таблица N 6

<a id="p101206"></a>Остаточный ресурс Тпр при различных значениях вероятности
возникновения отказа, обусловленного техническим состоянием
участка обследуемого газопровода


| <a id="p101207"></a>РТС | <a id="p101208"></a><= 0,001 | <a id="p101209"></a>0,002 | <a id="p101210"></a>0,003 | <a id="p101211"></a>0,004 | <a id="p101212"></a>0,005 | <a id="p101213"></a>0,006 | <a id="p101214"></a>0,007 | <a id="p101215"></a>0,008 | <a id="p101216"></a>0,009 | <a id="p101217"></a>0,01 | <a id="p101218"></a>0,02 | <a id="p101219"></a>0,03 | <a id="p101220"></a>0,04 | <a id="p101221"></a>0,05 |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| <a id="p101222"></a>Тпр,<br>лет | <a id="p101223"></a>15,1 | <a id="p101224"></a>11,7 | <a id="p101225"></a>9,5 | <a id="p101226"></a>8,0 | <a id="p101227"></a>6,9 | <a id="p101228"></a>6,1 | <a id="p101229"></a>5,5 | <a id="p101230"></a>4,9 | <a id="p101231"></a>4,5 | <a id="p101232"></a>4,1 | <a id="p101233"></a>2,3 | <a id="p101234"></a>1,6 | <a id="p101235"></a>1,2 | <a id="p101236"></a>1,0 |






<a id="p101237"></a>Приложение N 16
к Руководству по безопасности
"Рекомендации по обследованию
подземных стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364

<a id="p101238"></a>(Рекомендуемый образец)


| <a id="p101239"></a>ПРОТОКОЛ<br>ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА<br>ПО ВЕРОЯТНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОТКАЗОВ |
| --- |
|  |
| <a id="p101240"></a>Дата обследования: "__" ________ 20__ г.<br>Имущественная принадлежность газопровода |
|  |
| <a id="p101241"></a>Адрес газопровода и N исполнительного чертежа |
|  |
| <a id="p101242"></a>Назначение газопровода |
|  |
| <a id="p101243"></a>Общая протяженность ___ метров, диаметр ____ миллиметров, рабочее давление ______ мегапаскаля. |


1. <a id="p101244"></a>Исходные данные


| <a id="p101245"></a>Наименование параметра | <a id="p101246"></a>Единица измерения | <a id="p101247"></a>Обозначение | <a id="p101248"></a>Значение |
| --- | --- | --- | --- |
| <a id="p101249"></a>Вероятность возникновения отказа, установленная в качестве допустимой | <a id="p101250"></a>- | <a id="p101251"></a>Рд |  |
| <a id="p101252"></a>Частота возникновения отказов, обусловленных различными причинами: | <a id="p101253"></a>- | <a id="p101254"></a>- | <a id="p101255"></a>- |
| <a id="p101256"></a>механическими повреждениями | <a id="p101257"></a>1/(километртод) | <a id="p101258"></a>nМП |  |
| <a id="p101259"></a>заводским браком | <a id="p101260"></a>то же | <a id="p101261"></a>nЗБ |  |
| <a id="p101262"></a>другими причинами | <a id="p101263"></a>" | <a id="p101264"></a>nДР |  |


2. <a id="p101265"></a>Результаты расчетов


<table>
<colgroup><col width="72%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"><col width="7%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101266"></a>Наименование параметра</td><td colspan="4"><a id="p101267"></a>Значение по участкам газопровода</td></tr>
<tr><td><a id="p101268"></a>1</td><td><a id="p101269"></a>2</td><td><a id="p101270"></a>...</td><td><a id="p101271"></a>n</td></tr>
<tr><td><a id="p101272"></a>При наличии дефектов и повреждений, выявленных при проведении обследования:</td><td><a id="p101273"></a>-</td><td><a id="p101274"></a>-</td><td><a id="p101275"></a>-</td><td><a id="p101276"></a>-</td></tr>
<tr><td><a id="p101277"></a>вероятность возникновения отказа РТС1</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101278"></a>остаточный ресурс газопровода ТПР1 лет</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101279"></a>При условии устранения выявленных дефектов и повреждений:</td><td><a id="p101280"></a>-</td><td><a id="p101281"></a>-</td><td><a id="p101282"></a>-</td><td><a id="p101283"></a>-</td></tr>
<tr><td><a id="p101284"></a>вероятность возникновения отказа РТС2</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101285"></a>остаточный ресурс газопровода ТПР1, лет</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


<a id="p101286"></a>Расчет провел:


<table>
<colgroup><col width="63%"><col width="4%"><col width="34%"></colgroup>
<tr><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p101287"></a>(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)</td></tr>
</table>






<a id="p101288"></a>Приложение N 17
к Руководству по безопасности
"Рекомендации по обследованию
подземных стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364

<a id="p101289"></a>(рекомендуемое)

<a id="p101290"></a>**МЕТОДИКА**
**ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА**
**ПО КОРРОЗИОННОМУ УТОНЕНИЮ СТЕНОК И ИЗМЕНЕНИЮ МЕХАНИЧЕСКИХ**
**ХАРАКТЕРИСТИК МЕТАЛЛА ТРУБ ГАЗОПРОВОДА**

1. <a id="p101291"></a>Определение остаточного ресурса газопровода по критерию коррозионного утонения стенок и изменению механических характеристик металла труб производится на основании полученной при проведении обследования информации о фактических параметрах коррозионных дефектов и физико-механических характеристиках труб.
2. <a id="p101292"></a>Для участков газопровода, на которых при проведении обследования обнаружены обширные коррозионные утонения стенок и изменения механических характеристик металла труб, остаточный ресурс Тпр следует определять по формуле:

<a id="p101293"></a>Тпр = (сф - сд) / wср, (1)

<a id="p101294"></a>где:
<a id="p101295"></a>сф - фактическая глубина коррозионного повреждения, мм, измеренная при проведении обследования газопровода (см. [приложение N 9](#p100690));
<a id="p101296"></a>сд - допустимая глубина коррозионного повреждения, миллиметры, значение которой рассчитывается по формуле (2);
<a id="p101297"></a>wcp - средняя скорость коррозии, миллиметры в год, оцениваемая либо по [формуле (3)](#p101306), либо по экспериментальным или справочным данным.
3. <a id="p101298"></a>Значение допустимой глубины коррозионного повреждения сд, миллиметры, зависит как от геометрических размеров трубы, так и от изменения механических характеристик металла трубы и рассчитывается по формуле:

<a id="p101299"></a> $\text{с}_{\text{д}} = \delta - \frac{\text{Р} \cdot D_{H}}{2 \cdot (\sigma_{\text{тф}} + \text{Р})} ,(2)$ 

<a id="p101300"></a>где:
<a id="p101301"></a> $\delta$ - номинальная толщина стенки трубы, миллиметров;
<a id="p101302"></a>Р - проектное давление на участке газопровода, мегапаскаль;
<a id="p101303"></a>DH - наружный диаметр трубы, миллиметров;
<a id="p101304"></a> $\sigma_{\text{тф}}$ - фактический предел текучести металла трубы, мегапаскаль.
4. <a id="p101305"></a>При наличии данных о глубине коррозионных повреждений, измеренных на участке газопровода в различные годы, среднюю скорость коррозии wcp, миллиметры в год, следует оценивать по формуле:

<a id="p101306"></a>wcp =(с<sub>t2</sub> - сt1) / (t2 - t1), (3)

<a id="p101307"></a>где:
<a id="p101308"></a>с<sub>t2</sub>, сt1 - глубина коррозионного повреждения, зафиксированная при первом и втором измерениях, миллиметр;
<a id="p101309"></a>t1, t2 - продолжительность эксплуатации газопровода до проведения первого и второго измерений, год.
5. <a id="p101310"></a>В случае отсутствия данных о произведенных в предыдущие годы измерениях глубины коррозионных повреждений на обследуемом участке газопровода допустимо оценивать значение средней скорости коррозии wcp, миллиметры в год, по экспериментальным (см. таблицу N 10) или справочным (см. [таблицу N 11](#p101333)) данным.

<a id="p101311"></a>Таблица N 10

<a id="p101312"></a>Данные о среднем значении скорости коррозии
по результатам полевых испытаний


<table>
<colgroup><col width="32%"><col width="26%"><col width="23%"><col width="19%"></colgroup>
<tr><td rowspan="3"><a id="p101313"></a>Вид грунта</td><td colspan="3"><a id="p101314"></a>Результаты исследований</td></tr>
<tr><td><a id="p101315"></a>в течение 6 лет</td><td colspan="2"><a id="p101316"></a>в течение 12 лет</td></tr>
<tr><td><a id="p101317"></a>скорость коррозии Wmax, миллиметры в год</td><td><a id="p101318"></a>скорость коррозии Wmax, миллиметры в год</td><td><a id="p101319"></a>диапазон разброса</td></tr>
<tr><td><a id="p101320"></a>Песок</td><td><a id="p101321"></a>0,133</td><td><a id="p101322"></a>0,030</td><td><a id="p101323"></a>0,015 - 0,120</td></tr>
<tr><td><a id="p101324"></a>Смесь глины и песка (в соотношении 1:1)</td><td><a id="p101325"></a>0,250</td><td><a id="p101326"></a>0,080</td><td><a id="p101327"></a>0,020 - 0,140</td></tr>
<tr><td><a id="p101328"></a>Глина</td><td><a id="p101329"></a>0,300</td><td><a id="p101330"></a>0,180</td><td><a id="p101331"></a>0,080 - 0,400</td></tr>
</table>


<a id="p101332"></a>Таблица N 11

<a id="p101333"></a>Средняя скорость коррозии стали в различных грунтах


<table>
<colgroup><col width="32%"><col width="26%"><col width="23%"><col width="19%"></colgroup>
<tr><td><a id="p101334"></a>Грунт</td><td><a id="p101335"></a>Значение pH</td><td><a id="p101336"></a>Удельное сопротивление грунта, ом на метр</td><td><a id="p101337"></a>Скорость коррозии, миллиметры в год</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101338"></a>Суглинок</td><td><a id="p101339"></a>7,6</td><td><a id="p101340"></a>17,7</td><td><a id="p101341"></a>0,062</td></tr>
<tr><td><a id="p101342"></a>7,3</td><td><a id="p101343"></a>298</td><td><a id="p101344"></a>0,082</td></tr>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101345"></a>Супесь</td><td><a id="p101346"></a>4,5</td><td><a id="p101347"></a>114</td><td><a id="p101348"></a>0,066</td></tr>
<tr><td><a id="p101349"></a>5,9</td><td><a id="p101350"></a>450</td><td><a id="p101351"></a>0,085</td></tr>
<tr><td><a id="p101352"></a>Песок мелкий</td><td><a id="p101353"></a>4,7</td><td><a id="p101354"></a>205</td><td><a id="p101355"></a>0,087</td></tr>
<tr><td><a id="p101356"></a>Известковый суглинок</td><td><a id="p101357"></a>6,8</td><td><a id="p101358"></a>4,8</td><td><a id="p101359"></a>0,314</td></tr>
<tr><td><a id="p101360"></a>Торфяные полосы</td><td><a id="p101361"></a>4,2</td><td><a id="p101362"></a>12,7</td><td><a id="p101363"></a>0,308</td></tr>
<tr><td><a id="p101364"></a>Глина</td><td><a id="p101365"></a>7,6</td><td><a id="p101366"></a>3,5</td><td><a id="p101367"></a>0,251</td></tr>
<tr><td><a id="p101368"></a>Щелочной грунт</td><td><a id="p101369"></a>7,4</td><td><a id="p101370"></a>2,63</td><td><a id="p101371"></a>0,290</td></tr>
</table>






<a id="p101372"></a>Приложение N 18
к Руководству по безопасности
"Рекомендации по обследованию
подземных стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364

<a id="p101373"></a>(Рекомендуемый образец)


| <a id="p101374"></a>ПРОТОКОЛ<br>ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА<br>ПО КОРРОЗИОННОМУ УТОНЕНИЮ СТЕНОК И ИЗМЕНЕНИЮ<br>МЕХАНИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК МЕТАЛЛА ТРУБ ГАЗОПРОВОДА |
| --- |
|  |
| <a id="p101375"></a>Дата обследования: "__" ________ 20__ г.<br>Имущественная принадлежность газопровода |
|  |
| <a id="p101376"></a>Адрес газопровода и N исполнительного чертежа |
|  |
| <a id="p101377"></a>Назначение газопровода |
|  |
| <a id="p101378"></a>Общая протяженность ___ метров, диаметр ____ миллиметров, рабочее давление ______ мегапаскаля. |


1. <a id="p101379"></a>Исходные данные


<table>
<colgroup><col width="48%"><col width="19%"><col width="10%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="5%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101380"></a>Параметр</td><td rowspan="2"><a id="p101381"></a>Единица измерения</td><td rowspan="2"><a id="p101382"></a>Обозначение</td><td colspan="4"><a id="p101383"></a>Значение в шурфе</td></tr>
<tr><td><a id="p101384"></a>1</td><td><a id="p101385"></a>2</td><td><a id="p101386"></a>...</td><td><a id="p101387"></a>n</td></tr>
<tr><td><a id="p101388"></a>Проектное давление газа в газопроводе</td><td><a id="p101389"></a>мегапаскаль</td><td><a id="p101390"></a>Р</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101391"></a>Наружный диаметр трубы</td><td><a id="p101392"></a>миллиметр</td><td><a id="p101393"></a>DH</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101394"></a>Номинальная толщина стенки трубы</td><td><a id="p101395"></a>миллиметр</td><td><a id="p101396"></a>$\delta$</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101397"></a>Фактический предел текучести металла</td><td><a id="p101398"></a>мегапаскаль</td><td><a id="p101399"></a>отф</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101400"></a>Глубина коррозионного повреждения:</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101401"></a>при первом измерении</td><td><a id="p101402"></a>миллиметр</td><td><a id="p101403"></a>сt1</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101404"></a>при втором измерении</td><td><a id="p101405"></a>миллиметр</td><td><a id="p101406"></a>сt2</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101407"></a>Продолжительность эксплуатации газопровода:</td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101408"></a>до проведения первого измерения</td><td><a id="p101409"></a>год</td><td><a id="p101410"></a>t1</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101411"></a>до проведения второго измерения</td><td><a id="p101412"></a>год</td><td><a id="p101413"></a>t2</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


2. <a id="p101414"></a>Результаты расчетов


<table>
<colgroup><col width="48%"><col width="19%"><col width="10%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="6%"><col width="5%"></colgroup>
<tr><td rowspan="2"><a id="p101415"></a>Параметр</td><td rowspan="2"><a id="p101416"></a>Единица измерения</td><td rowspan="2"><a id="p101417"></a>Обозначение</td><td colspan="4"><a id="p101418"></a>Значение в шурфе</td></tr>
<tr><td><a id="p101419"></a>1</td><td><a id="p101420"></a>2</td><td><a id="p101421"></a>...</td><td><a id="p101422"></a>n</td></tr>
<tr><td><a id="p101423"></a>Средняя скорость коррозии</td><td><a id="p101424"></a>миллиметр в год</td><td><a id="p101425"></a>WCP</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101426"></a>Допустимая глубина коррозионного повреждения</td><td><a id="p101427"></a>миллиметр</td><td><a id="p101428"></a>сд</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td><a id="p101429"></a>Остаточный ресурс газопровода</td><td><a id="p101430"></a>год</td><td><a id="p101431"></a>ТПР</td><td></td><td></td><td></td><td></td></tr>
</table>


<a id="p101432"></a>Измерения и расчет произвели:


<table>
<colgroup><col width="63%"><col width="4%"><col width="34%"></colgroup>
<tr><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p101433"></a>(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)</td></tr>
</table>






<a id="p101434"></a>Приложение N 19
к Руководству по безопасности
"Рекомендации по обследованию
подземных стальных газопроводов",
утвержденному приказом
Федеральной службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 9 октября 2023 г. N 364

<a id="p101435"></a>(Рекомендуемый образец)


| <a id="p101436"></a>ПРОТОКОЛ<br>УСТАНОВЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ГАЗОПРОВОДА |
| --- |
|  |
| <a id="p101437"></a>Дата обследования: "__" ________ 20__ г.<br>Имущественная принадлежность газопровода |
|  |
| <a id="p101438"></a>Адрес газопровода и N исполнительного чертежа |
|  |
| <a id="p101439"></a>Назначение газопровода |
|  |
| <a id="p101440"></a>Общая протяженность ___ метров, диаметр ____ миллиметров, рабочее давление ______ мегапаскаля. |


1. <a id="p101441"></a>Исходные данные


|  |
| --- |


2. <a id="p101442"></a>Результаты расчетов остаточного ресурса газопровода по различным критериям:


| <a id="p101443"></a>Критерии (методы) расчета остаточного ресурса газопровода | <a id="p101444"></a>Рассчитанное значение остаточного ресурса газопровода, год |
| --- | --- |
| <a id="p101445"></a>1. По вероятности возникновения отказов газопровода |  |
| <a id="p101446"></a>2. По коррозионному утонению стенок и изменению механических характеристик металла труб газопровода |  |
| <a id="p101447"></a>3. По другим методам и критериям |  |


3. <a id="p101448"></a>Установленное значение остаточного ресурса газопровода:


|  |
| --- |


<a id="p101449"></a>Эксперт:


<table>
<colgroup><col width="63%"><col width="4%"><col width="34%"></colgroup>
<tr><td></td><td></td><td></td></tr>
<tr><td colspan="3"><a id="p101450"></a>(должность, наименование организации, личная подпись, инициалы, фамилия)</td></tr>
</table>




<a id="p101451"></a>

---