---
title: "Приказ Ростехнадзора от 06.02.2017 N 48"
number: "48"
issuer: "Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору"
issued_on: 2017-02-06
status: утратил силу
canonical: "https://bukva.ai/docs/prikaz-48-2017-rostehnadzor-federalnaya"
---

## Приказ Ростехнадзора от 06.02.2017 N 48

# Приказ Ростехнадзора от 06.02.2017 N 48

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

> [!WARNING]
> Документ утратил силу в связи с изданием [Приказа](https://bukva.ai/docs/prikaz-193-2023-rostehnadzor-federalnaya#p100006) Ростехнадзора от 25.05.2023 N 193.
> Документ утратил силу в связи с изданием [Приказа](https://bukva.ai/docs/prikaz-193-2023-rostehnadzor-federalnaya#p100006) Ростехнадзора от 25.05.2023 N 193, утвердившего новое [руководство](https://bukva.ai/docs/prikaz-193-2023-rostehnadzor-federalnaya#p100009).


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


## <a id="p100002"></a>ПРИКАЗ

от 6 февраля 2017 г. N 48

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

<a id="p100004"></a>В целях содействия соблюдению требований промышленной безопасности приказываю:
<a id="p100005"></a>Утвердить прилагаемое [Руководство](#p100009) по безопасности "Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа".

<a id="p100006"></a>Вр.и.о. руководителя
**А.Л.РЫБАС**





<a id="p100008"></a>Утверждено
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от "__" _________ 2017 г. N _____


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



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


1. <a id="p100011"></a>Руководство по безопасности "Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа" (далее - Руководство по безопасности) утверждено в целях содействия соблюдению требований [Федеральных норм и правил](https://bukva.ai/docs/prikaz-538-2013-rostehnadzor-federalnaya#p100026) в области промышленной безопасности "Правила проведения экспертизы промышленной безопасности", утвержденных приказом Ростехнадзора от 14 ноября 2013 г. N 538 (зарегистрирован Минюстом России 26 декабря 2013 г., регистрационный N 30855) (далее - Правила проведения экспертизы промышленной безопасности), [Федеральных норм и правил](https://bukva.ai/docs/prikaz-542-2013-rostehnadzor-federalnaya#p100011) в области промышленной безопасности "Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления", утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 ноября 2013 г. N 542 (зарегистрирован Минюстом России 31 декабря 2013 г., регистрационный N 30929), [Технического регламента](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-870-2010#p100011) о безопасности сетей газораспределения и газопотребления, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 29 октября 2010 г. N 870 (далее - Технический регламент).
2. <a id="p100012"></a>Руководство по безопасности содержит общие рекомендации по проведению технического диагностирования пунктов редуцирования газа (далее - ПРГ), предназначенных для снижения давления газа и поддержания его в заданных пределах независимо от расхода газа в сетях газораспределения и газопотребления, предназначенных для транспортирования природного газа с избыточным давлением, определенным в [Техническом регламенте](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-870-2010#p100011) (далее - техническое диагностирование ПРГ).
3. <a id="p100013"></a>Положения Руководства по безопасности распространяются на следующие типы ПРГ:
<a id="p100014"></a>размещенные в здании и имеющие собственные ограждающие конструкции (ГРП);
<a id="p100015"></a>размещенные в блоке контейнерного типа (ГРПБ);
<a id="p100016"></a>размещенные в шкафу из несгораемых материалов (ГРПШ), в том числе размещенные ниже уровня поверхности земли;
<a id="p100017"></a>не имеющие собственных ограждающих конструкций (ГРУ).
4. <a id="p100018"></a>Для выполнения требований, указанных в [Правилах](https://bukva.ai/docs/prikaz-538-2013-rostehnadzor-federalnaya#p100026) проведения экспертизы промышленной безопасности, организации, выполняющие техническое диагностирование ПРГ, помимо способов (методов), рекомендованных в Руководстве по безопасности, могут использовать иные способы (методы) при их соответствующем обосновании.
5. <a id="p100019"></a>В Руководстве по безопасности применяются термины и определения, а также список используемых сокращений, приведенные в [приложениях N 1](#p100193) и [2](#p100266) к настоящему Руководству по безопасности.
6. <a id="p100020"></a>Положения Руководства по безопасности применяются для ПРГ, по которым транспортируется природный газ, соответствующий ГОСТ 5542-2014 "Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия", с избыточным давлением, определенным в [Техническом регламенте](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-870-2010#p100011).
7. <a id="p100021"></a>Техническое диагностирование ПРГ проводится с целью:
<a id="p100022"></a>оценки фактического технического состояния ПРГ;
<a id="p100023"></a>выявления допустимости и условий продолжения дальнейшей безопасной эксплуатации ПРГ до прогнозируемого перехода в предельное состояние;
<a id="p100024"></a>определения остаточного срока службы (предельного срока эксплуатации) ПРГ.
8. <a id="p100025"></a>Организация работ по техническому диагностированию ПРГ осуществляется организацией, выполняющей техническую эксплуатацию газопроводов (далее - эксплуатационная организация).
9. <a id="p100026"></a>Проведение работ по техническому диагностированию ПРГ осуществляется организациями, имеющими в своем составе квалифицированный персонал и аттестованную лабораторию неразрушающего контроля, владеющими необходимым оборудованием для проведения указанных работ.
10. <a id="p100027"></a>Техническое диагностирование выполняется в присутствии (при необходимости - с участием) работника(ов) эксплуатационной организации, назначаемого(ых) техническим руководителем эксплуатационной организации для выполнения данного вида работ.
11. <a id="p100028"></a>Источниками исходных данных для оценки технического состояния ПРГ являются проектная, исполнительная документация и эксплуатационный паспорт ПРГ (далее - паспорт ПРГ).
12. <a id="p100029"></a>Оценка технического состояния ПРГ осуществляется в соответствии с положениями настоящего Руководства по безопасности, документов на применяемые методы неразрушающего контроля, эксплуатационных документов на ПРГ и технические устройства, входящие в состав технологической части ПРГ.
13. <a id="p100030"></a>В случае если обследование здания и сооружений ПРГ, в том числе сетей инженерно-технического обеспечения и их элементов, проводится одновременно с техническим диагностированием ПРГ, оно осуществляется с учетом ГОСТ 31937-2011 "Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния".
14. <a id="p100031"></a>Результаты технического диагностирования ПРГ используются для оценки их фактического состояния при проведении экспертизы промышленной безопасности ПРГ.


### <a id="p100032"></a>II. ОСНОВАНИЯ И СРОКИ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ПРГ


15. <a id="p100033"></a>Основанием проведения технического диагностирования ПРГ являются положения нормативных правовых актов Российской Федерации в области технического регулирования и промышленной безопасности, устанавливающие требования по проведению технического диагностирования и к объекту технического диагностирования.
16. <a id="p100034"></a>Техническое диагностирование ПРГ проводится в случаях:
<a id="p100035"></a>истечения срока службы (продолжительности эксплуатации) ПРГ, установленного в проектной документации;
<a id="p100036"></a>при отсутствии в технической документации данных о сроке службы ПРГ, если фактический срок его службы превышает двадцать лет;
<a id="p100037"></a>после проведения работ, связанных с изменением конструкции, заменой материала несущих элементов ПРГ, либо восстановительного ремонта после аварии или инцидента на ПРГ, в результате которых ПРГ был поврежден;
<a id="p100038"></a>по решению эксплуатационной организации.


### <a id="p100039"></a>III. ЭТАПЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ


17. <a id="p100040"></a>Техническое диагностирование ПРГ состоит из следующих основных этапов:
<a id="p100041"></a>анализ технической документации;
<a id="p100042"></a>разработка и утверждение программы технического диагностирования ПРГ;
<a id="p100043"></a>контроль технического состояния;
<a id="p100044"></a>анализ технического состояния;
<a id="p100045"></a>принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации;
<a id="p100046"></a>определение остаточного ресурса (срока службы);
<a id="p100047"></a>оформление результатов технического диагностирования.
18. <a id="p100048"></a>Перечень и объем работ по техническому диагностированию ПРГ определяется индивидуально для каждого конкретного объекта.


### <a id="p100049"></a>IV. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ


19. <a id="p100050"></a>При техническом диагностировании ПРГ анализируется техническая документация на ПРГ, в том числе эксплуатационная документация на технические устройства, входящие в состав его технологической части.
<a id="p100051"></a>Анализ технической документации выполняется для получения информации о:
<a id="p100052"></a>соответствии наименований и характеристик технических устройств, заявленным в эксплуатационном паспорте;
<a id="p100053"></a>соответствии фактической технологической схемы ПРГ проектной;
<a id="p100054"></a>дате ввода ПРГ в эксплуатацию (для ГРП также о датах ввода в эксплуатацию технических устройств, входящих в состав его технологической части);
<a id="p100055"></a>сроке поверки средств измерения;
<a id="p100056"></a>неисправностях и проведенных ремонтах;
<a id="p100057"></a>режимах работы в процессе эксплуатации ПРГ.
20. <a id="p100058"></a>В случае отсутствия принципиальной схемы ПРГ, она составляется при техническом диагностировании ПРГ.
21. <a id="p100059"></a>По результатам анализа технической документации составляется протокол, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 3](#p100285) к настоящему Руководству по безопасности.
<a id="p100060"></a>В протоколе анализа технической документации указываются:
<a id="p100061"></a>перечень проанализированной документации;
<a id="p100062"></a>перечень технических устройств и элементов, их технические характеристики и параметры;
<a id="p100063"></a>режимы работы и условия эксплуатации ПРГ, перечень неисправностей, проведенных ремонтов;
<a id="p100064"></a>предложения по контролю технического состояния ПРГ;
<a id="p100065"></a>выводы и рекомендации о возможностях безопасной эксплуатации ПРГ.


### <a id="p100066"></a>V. РАЗРАБОТКА И УТВЕРЖДЕНИЕ ПРОГРАММЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ПРГ


22. <a id="p100067"></a>Выполнение работ по техническому диагностированию ПРГ проводится по программе технического диагностирования ПРГ, разработанной в соответствии с требованиями документов в области промышленной безопасности, технического регулирования и стандартизации в части порядка выполнения отдельных видов работ (выполняемых при техническом диагностировании ПРГ).
23. <a id="p100068"></a>Программа технического диагностирования ПРГ разрабатывается организацией, выполняющей техническое диагностирование ПРГ, утверждается эксплуатационной организацией и собственником ПРГ.
<a id="p100069"></a>Типовая программа проведения технического диагностирования ПРГ приведена в [приложении N 4](#p100299) к настоящему Руководству по безопасности.


### <a id="p100070"></a>VI. КОНТРОЛЬ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ


24. <a id="p100071"></a>Контроль технического состояния ПРГ проводится с целью получения информации о фактическом техническом состоянии, наличии неисправностей, обеспечении безопасной эксплуатации ПРГ.
25. <a id="p100072"></a>Основными параметрами, определяющими техническое состояние ПРГ при контроле технического состояния, являются:
<a id="p100073"></a>работоспособность технических устройств;
<a id="p100074"></a>герметичность технических устройств и газопроводов;
<a id="p100075"></a>качество сварных соединений газопроводов;
<a id="p100076"></a>коррозионный и механический износ материалов;
<a id="p100077"></a>прочность технических устройств и газопроводов.
26. <a id="p100078"></a>Контроль технического состояния включает в себя:
<a id="p100079"></a>визуальный и измерительный контроль;
<a id="p100080"></a>неразрушающий контроль сварных соединений;
<a id="p100081"></a>замер толщины стенок (ультразвуковую толщинометрию) газопроводов;
<a id="p100082"></a>проверку на герметичность;
<a id="p100083"></a>контроль функционирования.
27. <a id="p100084"></a>Визуальный и измерительный контроль проводится в соответствии с [Инструкцией](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-92-2003-gosgortehnadzor-rossii#p100011) по визуальному и измерительному контролю, утвержденной постановлением Госгортехнадзора Российской Федерации от 11 июня 2003 г. N 92 (РД 03-606-03) (зарегистрировано Минюстом России 20 июня 2003 г., регистрационный N 4782) (далее - РД 03-606-03).
28. <a id="p100085"></a>Визуальный контроль технических устройств, газопроводов и сварных соединений в составе ПРГ выполняется с целью подтверждения отсутствия поверхностных повреждений (например: трещин, коррозионных повреждений, деформированных участков, наружного износа элементов), вызванных условиями эксплуатации. При визуальном контроле технических устройств ПРГ в случае необходимости выполняется частичная или полная их разборка для осмотра внутренних поверхностей элементов.
29. <a id="p100086"></a>Измерительный контроль технических устройств, газопроводов и сварных соединений выполняется с целью подтверждения соответствия геометрических размеров и отсутствия неисправностей.
<a id="p100087"></a>Визуальный и измерительный контроль выполняются до проведения других методов неразрушающего контроля.
<a id="p100088"></a>При проведении визуального контроля редукционной, отключающей, предохранительной, запорной и контрольной арматуры производится оценка:
<a id="p100089"></a>состояния металла корпуса (отсутствие на деталях трещин, расслоений, раковин; на местах изгибов деталей из листового проката отсутствие трещин, надрывов, короблений);
<a id="p100090"></a>состояния мембранной коробки, деталей регулирующего клапана (отсутствие на рабочей поверхности седел клапанов острых кромок, забоин, царапин, задиров и других механических повреждений; плавное перемещение мембран, без заеданий);
<a id="p100091"></a>состояния уплотнительных поверхностей фланцев (отсутствие на поверхности уплотнительных прокладок вмятин и надрывов);
<a id="p100092"></a>отсутствия заеданий и перекосов в системе передачи перемещения от мембраны к клапану.
30. <a id="p100093"></a>При визуальном контроле состояния технических устройств, газопроводов и сварных соединений проверяется:
<a id="p100094"></a>отсутствие (наличие) механических повреждений поверхностей;
<a id="p100095"></a>отсутствие (наличие) формоизменения изделия (деформированные участки, коробление, провисание, выход трубы из ряда и другие отклонения от первоначального расположения);
<a id="p100096"></a>отсутствие (наличие) трещин и других поверхностных дефектов, образовавшихся в процессе эксплуатации;
<a id="p100097"></a>отсутствие (наличие) растрескивания, эрозии и износа сварных швов и участков газопровода.
31. <a id="p100098"></a>При измерительном контроле состояния основного материала и сварных соединений определяются:
<a id="p100099"></a>размеры повреждений и дефектов (длина, ширина и глубина дефектов типа пор, шлаковых включений, непроваров корня шва, вмятин);
<a id="p100100"></a>размеры деформированных участков основного материала и сварных соединений, возникших в результате деформаций при эксплуатации, включая следующие параметры:
<a id="p100101"></a>а) овальность цилиндрических элементов, в том числе отводов труб;
<a id="p100102"></a>б) размеры зон коррозионного повреждения, включая их глубину;
<a id="p100103"></a>в) эксплуатационные трещины.
32. <a id="p100104"></a>Оценка величины и характера обнаруженных дефектов производится с учетом норм, установленных нормативной документацией (в том числе эксплуатационными паспортами и руководствами по эксплуатации) на технические устройства, элементы и проектной документацией.
33. <a id="p100105"></a>Оценка качества сварных соединений газопроводов производится в соответствии с "СП 62.13330.2011. Свод правил. Газораспределительные системы. Актуализированная редакция СНиП 42-01-2002" (далее - СП 62.13330.2011).
34. <a id="p100106"></a>Результаты проведенного визуального и измерительного контроля ПРГ фиксируются актом, рекомендуемая форма которого приведена в [РД 03-606-03](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-92-2003-gosgortehnadzor-rossii#p100011).
35. <a id="p100107"></a>Если при внешнем осмотре выявляются дефектные зоны (например: вмятины, выпучины), то в данных местах проводятся дополнительные замеры толщины стенок. Количество точек измерений зависит от размеров дефектной зоны и выбирается достаточным для получения достоверной информации о толщине стенки в зоне дефекта.
<a id="p100108"></a>Результаты ультразвуковой толщинометрии оформляются протоколом, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 5](#p100319) к настоящему Руководству по безопасности.
36. <a id="p100109"></a>Проверка на герметичность и прочность технических устройств и газопроводов проводится в соответствии с нормами СП 62.13330.2011.
37. <a id="p100110"></a>Испытание технических устройств и газопроводов проводится по частям до регулятора давления и после него.
38. <a id="p100111"></a>Если трубопроводная арматура, технические устройства ПРГ и средства измерения не рассчитаны на испытательное давление, то вместо них на период испытаний устанавливаются заглушки, пробки.
<a id="p100112"></a>Максимальное испытательное давление технических устройств и газопроводов определяется в соответствии с нормами СП 62.13330.2011.
39. <a id="p100113"></a>Результаты испытаний на герметичность и прочность оформляются протоколами, рекомендуемые образцы которых приведены соответственно в [приложениях N 6](#p100335) и [N 7](#p100346) к настоящему Руководству по безопасности.
40. <a id="p100114"></a>Неразрушающий контроль сварных соединений приборными методами проводится в случае обнаружения неисправностей в процессе визуального контроля и проверки на герметичность. Для обследования сварных соединений используются следующие методы неразрушающего контроля:
<a id="p100115"></a>ультразвуковая дефектоскопия;
<a id="p100116"></a>радиографический контроль;
<a id="p100117"></a>магнитный контроль;
<a id="p100118"></a>прочие методы.
41. <a id="p100119"></a>Метод неразрушающего контроля (или сочетание различных методов) и соответствующие ему (им) методики выбираются организацией, проводящей техническое диагностирование ПРГ, таким образом, чтобы обеспечить максимальную степень выявления недопустимых неисправностей. Материалы по результатам неразрушающего контроля (например: радиографические снимки, фотографии) прикладываются к протоколу, рекомендуемая форма которого приведена в [Инструкции](https://bukva.ai/docs/instruktsiya-51-gosgortehnadzor-rossii) по обследованию шаровых резервуаров и газгольдеров для хранения сжиженных газов под давлением, утвержденной [постановлением](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-51-2000-gosgortehnadzor-rossii#p100005) Федерального горного и промышленного надзора России от 20 сентября 2000 г. N 51 (РД 03-380-00).
42. <a id="p100120"></a>Контроль функционирования ПРГ проводится с целью получения данных о неисправностях ПРГ, выявления и предотвращения возникновения неисправностей.
43. <a id="p100121"></a>Основными параметрами, определяющими техническое состояние при контроле функционирования ПРГ, являются:
<a id="p100122"></a>работоспособность технических устройств;
<a id="p100123"></a>стабильность работы редукционной арматуры;
<a id="p100124"></a>пределы регулирования давления;
<a id="p100125"></a>пределы срабатывания предохранительной арматуры;
<a id="p100126"></a>герметичность внутренних полостей технических устройств.
<a id="p100127"></a>Контроль функционирования включает в себя следующие работы:
<a id="p100128"></a>проверка пределов регулирования давления и стабильности работы регулятора давления при изменении расхода;
<a id="p100129"></a>проверка пределов срабатывания отключающей и предохранительной арматуры;
<a id="p100130"></a>проверка плотности закрытия отключающей арматуры и рабочего клапана регулятора давления (внутренняя герметичность);
<a id="p100131"></a>проверка перепада давления на фильтре;
<a id="p100132"></a>проверка функционирования технических устройств (редукционной, отключающей, предохранительной, запорной и контрольной арматуры).
44. <a id="p100133"></a>По результатам контроля функционирования ПРГ оформляется протокол, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 8](#p100357) к настоящему Руководству по безопасности.
45. <a id="p100134"></a>Для проведения контроля функционирования ПРГ допускается использование переносных приборов (в том числе программно-аппаратных комплексов), позволяющих в автоматическом режиме получать требуемую информацию по необходимому перечню технических устройств, входящему в состав технологической части ПРГ. В случае применения вышеуказанных приборов, формирующих специальный протокол по результатам выполненного контроля, данный протокол прикладывается к протоколу по результатам контроля функционирования ПРГ.


### <a id="p100135"></a>VII. АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ


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


### <a id="p100142"></a>VIII. ПРИНЯТИЕ РЕШЕНИЯ О ВОЗМОЖНОСТИ ДАЛЬНЕЙШЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ


49. <a id="p100143"></a>Дальнейшая эксплуатация ПРГ возможна при исправном состоянии ПРГ.
50. <a id="p100144"></a>При обнаружении в процессе испытаний недопустимых дефектов и повреждений техническому состоянию ПРГ назначается категория "неисправное состояние", и дальнейшая эксплуатация ПРГ возможна после проведения ремонта.
51. <a id="p100145"></a>Критериями предельного состояния ПРГ являются невозможность восстановления исправного состояния ПРГ или экономическая нецелесообразность ремонта. В данном случае техническому состоянию ПРГ назначается категория "предельное состояние", и ПРГ подлежит консервации и/или ликвидации.


### <a id="p100146"></a>IX. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА


52. <a id="p100147"></a>После принятия решения о возможности дальнейшей эксплуатации ПРГ необходимо рассчитать остаточный ресурс ПРГ и указать его в акте технического диагностирования ПРГ.
53. <a id="p100148"></a>В случае, если от начала эксплуатации ПРГ до технического диагностирования ПРГ техническое устройство не заменялось до истечения его назначенного срока службы, остаточный ресурс технического устройства z, лет, определяется по формуле:

<a id="p100149"></a>z = s0 - s, (1)

<a id="p100150"></a>где:
<a id="p100151"></a>s0 - назначенный срок службы технического устройства, лет;
<a id="p100152"></a>s - срок службы ПРГ от начала эксплуатации до технического диагностирования ПРГ, лет.
<a id="p100153"></a>Примечание - В случае, если s0 < s, остаточный ресурс технического устройства по [формуле (1)](#p100149) будет равен нулю.

54. <a id="p100154"></a>В случае, если от начала эксплуатации ПРГ до технического диагностирования ПРГ техническое устройство заменялось до истечения его назначенного срока службы, и выполняется неравенство:

<a id="p100155"></a> $\frac{y}{y_{0}} \geq m_{i =} \frac{in}{1,n} (\frac{x_{ni}}{x_{0i}})$ , (2)

<a id="p100156"></a>остаточный ресурс технического устройства определяется по формуле:

<a id="p100157"></a> $z = \frac{\sum_{i = 1}^{n} \frac{x_{ni}}{x_{0i}} + \frac{y}{y_{0}}}{n + 1} \cdot (y_{0} - y)$ , (3)

<a id="p100158"></a>где:
<a id="p100159"></a>i - порядковый номер замены технического устройства;
<a id="p100160"></a>n - количество замен технического устройства от начала эксплуатации ПРГ до технического диагностирования ПРГ, шт.;
<a id="p100161"></a>xni - фактический срок службы технического устройства от начала его эксплуатации до замены, лет;
<a id="p100162"></a>x<sub>0i</sub> - назначенный срок службы заменяемого технического устройства, указанный производителем в технической документации, лет;
<a id="p100163"></a>y - срок службы технического устройства, находящегося в эксплуатации на момент проведения технического диагностирования ПРГ, от начала его эксплуатации до технического диагностирования ПРГ, лет;
<a id="p100164"></a>y0 - назначенный срок службы технического устройства, находящегося в эксплуатации на момент проведения технического диагностирования ПРГ, лет.
55. <a id="p100165"></a>В случае, если от начала эксплуатации ПРГ до технического диагностирования ПРГ техническое устройство заменялось до истечения его назначенного срока службы, и [неравенство (2)](#p100155) не выполняется, остаточный ресурс данного технического устройства определяется по формуле:

<a id="p100166"></a> $z = \frac{\sum^{n} i = 1 \frac{x_{ni}}{x_{0i}}}{n} \cdot (y_{0} - y)$ . (4)

56. <a id="p100167"></a>В случае, если в акте технического диагностирования ПРГ в рекомендациях по дальнейшей эксплуатации ПРГ указано требование о замене технического устройства на новое, остаточный ресурс данного технического устройства определяется по формуле:

<a id="p100168"></a> $z = \frac{\sum^{n} i = 1 \frac{x_{ni}}{x_{0i}}}{n} \cdot s_{n}$ , (5)

<a id="p100169"></a>где:
<a id="p100170"></a>n - количество замен технического устройства от начала эксплуатации ПРГ до технического диагностирования ПРГ, в том числе замена по результатам технического диагностирования ПРГ, шт.;
<a id="p100171"></a>sn - назначенный срок службы нового технического устройства, лет.
<a id="p100172"></a>Примечание - В случае, если x0i < xni, $\overline{i} = \overline{1,n}$ , отношение $\frac{x_{ni}}{x_{0i}}$ , $\overline{i} = \overline{1,n}$ , [формулах (2)](#p100155) - [(5)](#p100168) принимается равным единице.

57. <a id="p100173"></a>При отсутствии в технической документации технического устройства назначенного срока службы, следует вместо него в [формулах (1)](#p100149), [(3)](#p100157) - [(5)](#p100168) и [неравенстве (2)](#p100155) использовать срок службы, при превышении которого должна проводиться экспертиза промышленной безопасности технического устройства в соответствии с документами в области промышленной безопасности опасных производственных объектов.
<a id="p100174"></a>Примечание - На момент издания Руководства по безопасности в соответствии с [Правилами](https://bukva.ai/docs/prikaz-538-2013-rostehnadzor-federalnaya#p100026) проведения экспертизы промышленной безопасности, срок службы, при превышении которого проводится экспертиза промышленной безопасности технического устройства, составляет 20 лет.

58. <a id="p100175"></a>Остаточный ресурс ПРГ SПРГ, лет, определяется по формуле:

<a id="p100176"></a> $S_{\text{ПРГ}} = \frac{k \cdot \sum_{j = 1}^{m} z_{j}}{m}$ , (6)

<a id="p100177"></a>где:
<a id="p100178"></a>k - коэффициент технического состояния, значение которого определяется в соответствии с [приложением N 9](#p100372) к настоящему Руководству по безопасности;
<a id="p100179"></a>j - порядковый номер технического устройства, входящего в состав технологической части ПРГ;
<a id="p100180"></a>m - количество технических устройств, входящих в состав технологической части ПРГ, шт.
59. <a id="p100181"></a>Пример расчета остаточного ресурса ПРГ приведен в [приложении N 10](#p100407) к настоящему Руководству по безопасности.


### <a id="p100182"></a>X. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ


60. <a id="p100183"></a>По результатам проведения технического диагностирования составляется акт, рекомендуемый образец которого приведен в [приложении N 11](#p100671) к настоящему Руководству по безопасности.
<a id="p100184"></a>К данному акту по результатам проведения технического диагностирования прикладываются акты или протоколы по результатам выполнения всех видов работ, выполненных при техническом диагностировании ПРГ в соответствии с положениями настоящего Руководства по безопасности и нормативных документов, устанавливающих требования к данным видам работ.
61. <a id="p100185"></a>Результаты, полученные при выполнении технического диагностирования ПРГ:
<a id="p100186"></a>являются основанием для определения фактического технического состояния ПРГ;
<a id="p100187"></a>используются при проведении экспертизы промышленной безопасности газопровода;
<a id="p100188"></a>оформляются в виде приложений к заключению экспертизы.
62. <a id="p100189"></a>На основании результатов работ, выполненных при техническом диагностировании ПРГ, оформляется заключение экспертизы промышленной безопасности в соответствии с требованиями [Правил](https://bukva.ai/docs/prikaz-538-2013-rostehnadzor-federalnaya#p100026) проведения экспертизы промышленной безопасности.
63. <a id="p100190"></a>Решение о дальнейшей безопасной эксплуатации ПРГ принимается руководителем эксплуатационной организации.
64. <a id="p100191"></a>Для объектов газораспределения и газопотребления, которые не относятся к категории опасных производственных объектов, результаты технического диагностирования ПРГ являются основанием для продления срока службы данного объекта.





<a id="p100192"></a>Приложение N 1
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от "__" ______ 2017 г. N ___

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

<a id="p100194"></a>В целях настоящего Руководства по безопасности используются следующие основные термины и определения:


| <a id="p100195"></a>Блочный газорегуляторный пункт | <a id="p100196"></a>- газорегуляторный пункт, размещенный в блоке контейнерного типа.<br>[п. 36 ГОСТ Р 53865-2010] |
| --- | --- |
| <a id="p100197"></a>Газорегуляторная установка | <a id="p100198"></a>- пункт редуцирования газа, не имеющий собственных ограждающих конструкций.<br>[п. 35 ГОСТ Р 53865-2010] |
| <a id="p100199"></a>Газорегуляторный пункт | <a id="p100200"></a>- пункт редуцирования газа, размещенный в здании и имеющий собственные ограждающие конструкции.<br>[п. 34 ГОСТ Р 53865-2010] |
| <a id="p100201"></a>Запорная арматура | <a id="p100202"></a>- арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью.<br>[п. 3.1.1 ГОСТ 24856-2014] |
| <a id="p100203"></a>Исправное состояние (исправность) | <a id="p100204"></a>- состояние объекта, при котором он соответствует всем требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.<br>[п. 2.1 ГОСТ 27.002-89] |
| <a id="p100205"></a>Контрольная арматура | <a id="p100206"></a>- арматура, предназначенная для управления поступлением рабочей среды в контрольно-измерительную аппаратуру, приборы.<br>[п. 5.1.7 ГОСТ 24856-2014] |
| <a id="p100207"></a>Критерий предельного состояния | <a id="p100208"></a>- признак или совокупность признаков предельного состояния объекта, установленные нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документацией.<br>(Примечание: в зависимости от условий эксплуатации для одного и того же объекта могут быть установлены два и более критериев предельного состояния).<br>[п. 2.6 ГОСТ 27.002-89] |
| <a id="p100209"></a>Назначенный срок службы | <a id="p100210"></a>- календарная продолжительность эксплуатации, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния.<br>[п. 4.10 ГОСТ 27.002-89] |
| <a id="p100211"></a>Неисправное состояние (неисправность) | <a id="p100212"></a>- состояние объекта, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.<br>[п. 2.2 ГОСТ 27.002-89] |
| <a id="p100213"></a>Неработоспособное состояние (неработоспособность) | <a id="p100214"></a>- состояние объекта, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.<br>(Примечание: для сложных объектов возможно деление их неработоспособных состояний. При этом из множества неработоспособных состояний выделяют частично неработоспособные состояния, при которых объект способен частично выполнять требуемые функции).<br>[п. 2.4 ГОСТ 27.002-89] |
| <a id="p100215"></a>Нормативный документ | <a id="p100216"></a>- документ, устанавливающий правила, общие принципы или характеристики, касающиеся различных видов деятельности или их результатов.<br>[п. 4.1 ГОСТ 1.1-2002] |
| <a id="p100217"></a>Остаточный ресурс | <a id="p100218"></a>- суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние.<br>[п. 4.8 ГОСТ 27.002-89] |
| <a id="p100219"></a>Отключающая арматура | <a id="p100220"></a>- арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды при превышении заданной величины скорости ее течения за счет изменения перепада давления на чувствительном элементе, либо в случае изменения заданной величины давления.<br>[п. 3.1.7 ГОСТ 24856-2014] |
| <a id="p100221"></a>Подземный пункт редуцирования газа | <a id="p100222"></a>- пункт редуцирования газа, размещенный ниже уровня поверхности земли.<br>[п. 38 ГОСТ Р 53865-2010] |
| <a id="p100223"></a>Предельное состояние | <a id="p100224"></a>- состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.<br>[п. 2.5 ГОСТ 27.002-89] |
| <a id="p100225"></a>Предельный срок эксплуатации | <a id="p100226"></a>- срок перехода объекта в предельное состояние, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна по причинам экономической или экологической опасности.<br>[п. 3.3 ГОСТ Р 54983-2012] |
| <a id="p100227"></a>Предохранительная арматура | <a id="p100228"></a>- арматура, предназначенная для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от недопустимого превышения давления посредством сброса избытка рабочей среды.<br>[п. 3.1.3 ГОСТ 24856-2014] |
| <a id="p100229"></a>Принципиальная схема ПРГ | <a id="p100230"></a>- документ, содержащий схему технологической части ПРГ, на которую в виде условных обозначений нанесены газопроводы, арматура трубопроводная, фильтры, средства измерения и направление движения газа. |
| <a id="p100231"></a>Пункт редуцирования газа | <a id="p100232"></a>- технологическое устройство сети газораспределения, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его в заданных пределах независимо от расхода газа.<br>[п. 33 ГОСТ Р 53865-2010] |
| <a id="p100233"></a>Работоспособное состояние (работоспособность) | <a id="p100234"></a>- состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.<br>[п. 2.3 ГОСТ 27.002-89] |
| <a id="p100235"></a>Регулирующая арматура | <a id="p100236"></a>- арматура, предназначенная для регулирования параметров рабочей среды посредством изменения расхода или проходного сечения.<br>[п. 3.1.5 ГОСТ 24856-2014] |
| <a id="p100237"></a>Редукционная арматура | <a id="p100238"></a>- арматура, предназначенная для снижения (редуцирования) рабочего давления в системе за счет увеличения ее гидравлического сопротивления.<br>[п. 5.1.12 ГОСТ 24856-2014] |
| <a id="p100239"></a>Риск | <a id="p100240"></a>- сочетание вероятности события и его последствий.<br>[п. 2.5 ГОСТ Р 51901.1-2002] |
| <a id="p100241"></a>Сеть газораспределения | <a id="p100242"></a>- единый производственно-технологический комплекс, включающий в себя наружные газопроводы, сооружения, технические и технологические устройства, расположенные на наружных газопроводах, и предназначенный для транспортировки природного газа от отключающего устройства, установленного на выходе из газораспределительной станции, до отключающего устройства, расположенного на границе сети газораспределения и сети газопотребления (в том числе сети газопотребления жилых зданий).<br>[[п. 7](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-870-2010#p100022) Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления] |
| <a id="p100243"></a>Сеть газопотребления | <a id="p100244"></a>- единый производственно-технологический комплекс, включающий в себя наружные и внутренние газопроводы, сооружения, технические и технологические устройства, газоиспользующее оборудование, размещенный на одной производственной площадке и предназначенный для транспортировки природного газа от отключающего устройства, расположенного на границе сети газораспределения и сети газопотребления, до отключающего устройства перед газоиспользующим оборудованием.<br>[[п. 7](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-870-2010#p100022) Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления] |
| <a id="p100245"></a>Срок службы | <a id="p100246"></a>- календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.<br>[п. 4.6 ГОСТ 27.002-89] |
| <a id="p100247"></a>Техническая документация | <a id="p100248"></a>- совокупность документов, которые в зависимости от их назначения содержат данные, необходимые и достаточные для обеспечения каждой стадии жизненного цикла продукции (например: проектная, исполнительная и эксплуатационная документация изготовителя и эксплуатационной организации, сертификаты соответствия). |
| <a id="p100249"></a>Техническое диагностирование ПРГ | <a id="p100250"></a>- процесс определения фактического технического состояния пункта редуцирования газа. |
| <a id="p100251"></a>Техническое устройство | <a id="p100252"></a>- составная часть сети газораспределения и сети газопотребления (арматура трубопроводная, компенсаторы (линзовые, сильфонные), конденсатосборники, гидрозатворы, электроизолирующие соединения, регуляторы давления, фильтры, узлы учета газа, средства электрохимической защиты от коррозии, горелки, средства телемеханики и автоматики управления технологическими процессами транспортирования природного газа, контрольно-измерительные приборы, средства автоматики безопасности и настройки параметров сжигания газа) и иные составные части сети газораспределения и сети газопотребления.<br>[[п. 7](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-870-2010#p100022) Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления] |
| <a id="p100253"></a>Трубопроводная арматура (арматура) | <a id="p100254"></a>- техническое устройство, устанавливаемое на трубопроводах, оборудовании и емкостях, предназначенное для управления потоком рабочей среды путем изменения проходного сечения.<br>[п. 2.1 ГОСТ 24856-2014] |
| <a id="p100255"></a>Фактический срок службы | <a id="p100256"></a>- календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта до его замены или до текущего технического диагностирования. |
| <a id="p100257"></a>Шкафной пункт редуцирования газа | <a id="p100258"></a>- пункт редуцирования газа, размещенный в шкафу из несгораемых материалов.<br>[п. 37 ГОСТ Р 53865-2010] |
| <a id="p100259"></a>Эксплуатационная организация | <a id="p100260"></a>- юридическое лицо, осуществляющее эксплуатацию сети газораспределения и сети газопотребления и (или) оказывающее услуги по их техническому обслуживанию и ремонту на законных основаниях.<br>[[п. 7](https://bukva.ai/docs/postanovlenie-870-2010#p100022) Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления] |
| <a id="p100261"></a>Эксплуатационный документ | <a id="p100262"></a>- конструкторский документ, который в отдельности или в совокупности с другими документами определяет правила эксплуатации изделия и (или) отражает сведения, удостоверяющие гарантированные изготовителем значения основных параметров и характеристик (свойств) изделия, гарантии и сведения по его эксплуатации в течение установленного срока службы.<br>[п. 3.1.1 ГОСТ 2.601-2006] |
| <a id="p100263"></a>Элемент | <a id="p100264"></a>- объект, для которого в рамках данного рассмотрения не выделяются составные части.<br>[п. 1.2 проекта ГОСТ 27.002-2016] |






<a id="p100265"></a>Приложение N 2
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от "__" ______ 2017 г. N ___

<a id="p100266"></a>**СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ**

<a id="p100267"></a>В настоящем Руководстве по безопасности применены следующие сокращения:


| <a id="p100268"></a>ГРП | <a id="p100269"></a>- | <a id="p100270"></a>газорегуляторный пункт; |
| --- | --- | --- |
| <a id="p100271"></a>ГРПБ | <a id="p100272"></a>- | <a id="p100273"></a>блочный газорегуляторный пункт; |
| <a id="p100274"></a>ГРУ | <a id="p100275"></a>- | <a id="p100276"></a>газорегуляторная установка; |
| <a id="p100277"></a>ПРГ | <a id="p100278"></a>- | <a id="p100279"></a>пункт редуцирования газа; |
| <a id="p100280"></a>ГРПШ | <a id="p100281"></a>- | <a id="p100282"></a>шкафной пункт редуцирования газа. |






<a id="p100283"></a>Приложение N 3
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от "__" ______ 2017 г. N ___

<a id="p100284"></a>(Рекомендуемый образец)

<a id="p100285"></a>                                 ПРОТОКОЛ
                    по результатам анализа технической
                   документации пункта редуцирования газ

<a id="p100286"></a>Дата проведения контроля:
___________________________________________________________________________
<a id="p100287"></a>Основание:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100288"></a>Место проведения контроля:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100289"></a>Организация, проводившая
контроль: _________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
________
<a id="p100290"></a>Объект контроля:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100291"></a>Перечень анализируемой документации:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100292"></a>Перечень технических устройств:


| <a id="p100293"></a>Наименование технических устройств | <a id="p100294"></a>Технические характеристики | <a id="p100295"></a>Режимы работы и условия эксплуатации | <a id="p100296"></a>Замена и ремонт основных элементов |
| --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |
|  |  |  |  |


<a id="p100297"></a>Выводы и рекомендации:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________

Руководитель работ: __________________________________/___________________/

Исполнитель: ________________________________________/____________________/





<a id="p100298"></a>Приложение N 4
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от "__" ______ 2017 г. N ___

<a id="p100299"></a>**ТИПОВАЯ ПРОГРАММА**
**ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ПРГ**


| <a id="p100300"></a>Вид работ |
| --- |
| <a id="p100301"></a>1. Анализ технической документации |
| <a id="p100302"></a>2. Контроль технического состояния: |
| <a id="p100303"></a>2.1 Работоспособность технических устройств |
| <a id="p100304"></a>2.2. Герметичность технических устройств и газопроводов |
| <a id="p100305"></a>2.3. Качество сварных соединений газопроводов |
| <a id="p100306"></a>2.4. Коррозионный и механический износ материалов |
| <a id="p100307"></a>2.5. Прочность технических устройств и газопроводов |
| <a id="p100308"></a>3. Анализ технического состояния: |
| <a id="p100309"></a>3.1. Визуальный и измерительный контроль |
| <a id="p100310"></a>3.2. Неразрушающий контроль сварных соединений |
| <a id="p100311"></a>3.3. Замер толщины стенок (ультразвуковую толщинометрию) газопроводов |
| <a id="p100312"></a>3.4. Проверка на герметичность |
| <a id="p100313"></a>3.5. Контроль функционирования |
| <a id="p100314"></a>4. Принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации |
| <a id="p100315"></a>5. Определение остаточного ресурса (срока службы) |
| <a id="p100316"></a>6. Оформление результатов технического диагностирования |






<a id="p100317"></a>Приложение N 5
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от "__" ______ 2017 г. N ___

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

<a id="p100319"></a>                                 ПРОТОКОЛ
            по результатам ультразвуковой толщинометрии пункта
                            редуцирования газа

<a id="p100320"></a>Дата проведения контроля:
___________________________________________________________________________
<a id="p100321"></a>Основание:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100322"></a>Место проведения контроля:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100323"></a>Организация, проводившая контроль:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100324"></a>Объект контроля:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100325"></a>Тип толщиномера:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100326"></a>Результаты контроля:


| <a id="p100327"></a>N сечения по схеме | <a id="p100328"></a>Номер точки | <a id="p100329"></a>Толщина по чертежу | <a id="p100330"></a>Толщина измерения | <a id="p100331"></a>Оценка качества |
| --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |


<a id="p100332"></a>Схема контроля: приложение "схема ПРГ".

Руководитель работ: __________________________________/___________________/

Исполнитель: ________________________________________/____________________/





<a id="p100333"></a>Приложение N 6
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от "__" ______ 2017 г. N ___

<a id="p100334"></a>(Рекомендуемый образец)

<a id="p100335"></a>                                 ПРОТОКОЛ
        по результатам поверки на герметичность оборудования пункта
                            редуцирования газа

<a id="p100336"></a>Дата проведения контроля:
___________________________________________________________________________
<a id="p100337"></a>Основание:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100338"></a>Место проведения контроля:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100339"></a>Организация, проводившая контроль:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100340"></a>Объект контроля:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100341"></a>Контрольно-измерительные приборы:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100342"></a>Результаты контроля:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100343"></a>Выводы и замечания:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________

Руководитель работ: __________________________________/___________________/

Исполнитель: ________________________________________/____________________/





<a id="p100344"></a>Приложение N 7
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от "__" ______ 2017 г. N ___

<a id="p100345"></a>(Рекомендуемый образец)

<a id="p100346"></a>                                 ПРОТОКОЛ
          по результатам поверки на прочность оборудования пункта
                            редуцирования газа

<a id="p100347"></a>Дата проведения контроля:
___________________________________________________________________________
<a id="p100348"></a>Основание:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100349"></a>Место проведения контроля:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100350"></a>Организация, проводившая контроль:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100351"></a>Объект контроля:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100352"></a>Контрольно-измерительные приборы:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100353"></a>Результаты контроля:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100354"></a>Выводы и замечания:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________

Руководитель работ: __________________________________/___________________/

Исполнитель: ________________________________________/____________________/





<a id="p100355"></a>Приложение N 8
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от "__" ______ 2017 г. N ___

<a id="p100356"></a>(Рекомендуемый образец)

<a id="p100357"></a>                                 ПРОТОКОЛ
                 по результатам контроля функционирования
                         пункта редуцирования газа

<a id="p100358"></a>Дата проведения контроля:
___________________________________________________________________________
<a id="p100359"></a>Основание:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100360"></a>Место проведения контроля:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100361"></a>Организация, проводившая контроль:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100362"></a>Объект контроля:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100363"></a>Оборудование и инструменты:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
<a id="p100364"></a>Результаты контроля:


| <a id="p100365"></a>Элементы объекта контроля | <a id="p100366"></a>Фактические рабочие параметры | <a id="p100367"></a>Характер обнаруженных неисправностей | <a id="p100368"></a>Исправен<br>(не исправен) | <a id="p100369"></a>Меры по устранению обнаруженных неисправностей |
| --- | --- | --- | --- | --- |
|  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |
|  |  |  |  |  |


<a id="p100370"></a>Выводы по техническому состоянию и рекомендации:
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
___________________________________________________________________________

Руководитель работ: __________________________________/___________________/

Исполнитель: ________________________________________/____________________/





<a id="p100371"></a>Приложение N 9
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от "__" ______ 2017 г. N ___

<a id="p100372"></a>**КОЭФФИЦИЕНТ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ**

1. <a id="p100373"></a>Коэффициент технического состояния определяется при техническом диагностировании ПРГ по формуле:

<a id="p100374"></a>k = 1 - (A + B + C + D + E), (1)

<a id="p100375"></a>где:
<a id="p100376"></a>A - коэффициент технического состояния узла редуцирования и фильтров;
<a id="p100377"></a>B - коэффициент технического состояния технических устройств, не включенных в коэффициент A;
<a id="p100378"></a>C - коэффициент технического состояния разъемных соединений технических устройств и газопроводов;
<a id="p100379"></a>D - коэффициент технического состояния конструкции здания, блок-контейнера или шкафа ПРГ;
<a id="p100380"></a>E - коэффициент технического состояния систем инженерно-технического обеспечения здания ГРП или ГРПБ.
2. <a id="p100381"></a>Коэффициент A равен 0,1 в случае если по результатам технического диагностирования, выявлены неисправности узла редуцирования и фильтров, без устранения которых в результате ремонта технического устройства его безопасная эксплуатация не возможна. В противном случае коэффициент технического состояния узла редуцирования и фильтров, равен нулю.
3. <a id="p100382"></a>Коэффициент B определяется по формуле:

<a id="p100383"></a> $B = min(0,1; \frac{n}{u})$ , (2)

<a id="p100384"></a>где:
<a id="p100385"></a>n - количество технических устройств, для которых по результатам технического диагностирования ПРГ выявлены неисправности, без устранения которых в результате ремонта технического устройства его безопасная эксплуатация не возможна, шт.;
<a id="p100386"></a>u - количество технических устройств, входящих в состав технологической части ПРГ, шт.
4. <a id="p100387"></a>Коэффициент C определяется по формуле:

<a id="p100388"></a> $C = min(0,1; \frac{m}{r})$ , (3)

<a id="p100389"></a>где:
<a id="p100390"></a>m - количество разъемных соединений технических устройств и газопроводов ПРГ, для которых были обнаружены утечки в результате проведения контроля на герметичность, шт.;
<a id="p100391"></a>r - количество разъемных соединений технических устройств и газопроводов, шт.
5. <a id="p100392"></a>Коэффициент D определяется по [таблице N 1](#p100393).

<a id="p100393"></a>Коэффициент технического состояния здания,
блок-контейнера или шкафа ПРГ

<a id="p100394"></a>Таблица N 1


| <a id="p100395"></a>Категория технического состояния здания, блок-контейнера или шкафа ПРГ | <a id="p100396"></a>Коэффициент технического состояния здания, блок-контейнера или шкафа |
| --- | --- |
| <a id="p100397"></a>Конструкции, здание и сооружения, включая грунтовое основание, в нормативном техническом состоянии | <a id="p100398"></a>0 |
| <a id="p100399"></a>Конструкции, здание и сооружения, включая грунтовое основание, в работоспособном состоянии | <a id="p100400"></a>0,01 |
| <a id="p100401"></a>Конструкции, здание и сооружения, включая грунтовое основание, в ограниченно работоспособном состоянии | <a id="p100402"></a>0,05 |
| <a id="p100403"></a>Конструкции, здание и сооружения, включая грунтовое основание, в аварийном состоянии | <a id="p100404"></a>0,1 |


6. <a id="p100405"></a>Коэффициент E равен 0,01 в случае, если по результатам проведения технического диагностирования ПРГ выявлены неисправности, механические повреждения или разрушения систем или их частей. В противном случае коэффициент технического состояния систем инженерно-технического обеспечения здания ГРП или ГРПБ равен нулю.





<a id="p100406"></a>Приложение N 10
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от "__" ______ 2017 г. N ___

<a id="p100407"></a>*ПРИМЕР* РАСЧЕТА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ПРГ

1. <a id="p100408"></a>Исходные данные для примера расчета остаточного ресурса ПРГ приведены в [таблице N 2](#p100409).

<a id="p100409"></a>Исходные данные диагностируемого ПРГ

<a id="p100410"></a>Таблица N 2


| <a id="p100411"></a>Наименование исходных данных | <a id="p100412"></a>Значение |
| --- | --- |
|  |  |
| <a id="p100413"></a>Тип ПРГ | <a id="p100414"></a>ГРПШ |
| <a id="p100415"></a>Количество линий редуцирования ПРГ | <a id="p100416"></a>1 рабочая линия редуцирования |
| <a id="p100417"></a>Фактический срок эксплуатации ПРГ | <a id="p100418"></a>30 лет |
| <a id="p100419"></a>Продолжительность эксплуатации ПРГ, указанная в проектной документации | <a id="p100420"></a>30 лет |


2. <a id="p100421"></a>Исходные данные технических устройств, входящих в состав технологической части ПРГ, приведены в [таблице N 3](#p100427).
3. <a id="p100422"></a>От начала эксплуатации ПРГ до момента проведения технического диагностирования ПРГ не заменялись до истечения назначенного срока службы: редукционная арматура (РА); запорная арматура (ЗА7); предохранительная арматура (ПА); отключающая арматура (ОА).
4. <a id="p100423"></a>Остаточные ресурсы технических устройств, перечисленных в [п. 3](#p100422) настоящего приложения (кроме РА, см. [п. 10](#p100664) настоящего приложения), определяются по [формуле (1)](#p100149) в соответствии с [п. 53](#p100148) настоящего Руководства по безопасности:

<a id="p100424"></a> $z_{\text{ЗА}_{7}} = 35 - 30 = 5\text{лет}$ ;

<a id="p100425"></a>zПА = 40 - 30 = 10 лет;

<a id="p100426"></a>zОА = 40 - 30 = 10 лет.

<a id="p100427"></a>Исходные данные технических устройств, входящих
в состав технологической части ПРГ

<a id="p100428"></a>Таблица N 3


<table>
<colgroup><col width="4%"><col width="16%"><col width="14%"><col width="12%"><col width="14%"><col width="14%"><col width="14%"><col width="12%"></colgroup>
<tr><td><a id="p100429"></a>N п/п</td><td><a id="p100430"></a>Наименование технического устройства <a href="#p100596">&lt;1&gt;</a></td><td><a id="p100431"></a>Назначенный срок службы технического устройства, указанный производителем в технической документации, до первой замены, лет</td><td><a id="p100432"></a>Фактический срок службы технического устройства до первой замены, лет</td><td><a id="p100433"></a>Назначенный срок службы технического устройства, указанный производителем в технической документации, до второй замены, лет</td><td><a id="p100434"></a>Фактический срок службы технического устройства до второй замены, лет</td><td><a id="p100435"></a>Назначенный срок службы технического устройства, указанный производителем в технической документации, эксплуатируемого на момент проведения технического диагностирования ПРГ, лет</td><td><a id="p100436"></a>Фактический срок службы технического устройства, эксплуатируемого на момент проведения технического диагностирования ПРГ, лет</td></tr>
<tr><td><a id="p100437"></a>1</td><td><a id="p100438"></a>Редукционная арматура (РА)</td><td><a id="p100439"></a>-</td><td><a id="p100440"></a>-</td><td><a id="p100441"></a>-</td><td><a id="p100442"></a>-</td><td><a id="p100443"></a>30</td><td><a id="p100444"></a>30</td></tr>
<tr><td><a id="p100445"></a>2</td><td><a id="p100446"></a>Запорная арматура (ЗА1)</td><td><a id="p100447"></a>15</td><td><a id="p100448"></a>15</td><td><a id="p100449"></a>-</td><td><a id="p100450"></a>-</td><td><a id="p100451"></a>20</td><td><a id="p100452"></a>15</td></tr>
<tr><td><a id="p100453"></a>3</td><td><a id="p100454"></a>Запорная арматура (ЗА2)</td><td><a id="p100455"></a>15</td><td><a id="p100456"></a>13</td><td><a id="p100457"></a>-</td><td><a id="p100458"></a>-</td><td><a id="p100459"></a>20</td><td><a id="p100460"></a>17</td></tr>
<tr><td><a id="p100461"></a>4</td><td><a id="p100462"></a>Запорная арматура (ЗА3)</td><td><a id="p100463"></a>20</td><td><a id="p100464"></a>10</td><td><a id="p100465"></a>20</td><td><a id="p100466"></a>15</td><td><a id="p100467"></a>20</td><td><a id="p100468"></a>5</td></tr>
<tr><td><a id="p100469"></a>5</td><td><a id="p100470"></a>Запорная арматура (ЗА4)</td><td><a id="p100471"></a>15</td><td><a id="p100472"></a>15</td><td><a id="p100473"></a>20</td><td><a id="p100474"></a>10</td><td><a id="p100475"></a>20</td><td><a id="p100476"></a>5</td></tr>
<tr><td><a id="p100477"></a>6</td><td><a id="p100478"></a>Запорная арматура (ЗА5)</td><td><a id="p100479"></a>25</td><td><a id="p100480"></a>20</td><td><a id="p100481"></a>-</td><td><a id="p100482"></a>-</td><td><a id="p100483"></a>25</td><td><a id="p100484"></a>10</td></tr>
<tr><td><a id="p100485"></a>7</td><td><a id="p100486"></a>Запорная арматура (ЗА6)</td><td><a id="p100487"></a>25</td><td><a id="p100488"></a>25</td><td><a id="p100489"></a>-</td><td><a id="p100490"></a>-</td><td><a id="p100491"></a>25</td><td><a id="p100492"></a>5</td></tr>
<tr><td><a id="p100493"></a>8</td><td><a id="p100494"></a>Запорная арматура (ЗА7)</td><td><a id="p100495"></a>-</td><td><a id="p100496"></a>-</td><td><a id="p100497"></a>-</td><td><a id="p100498"></a>-</td><td><a id="p100499"></a>35</td><td><a id="p100500"></a>30</td></tr>
<tr><td><a id="p100501"></a>9</td><td><a id="p100502"></a>Предохранительная арматура (ПА)</td><td><a id="p100503"></a>-</td><td><a id="p100504"></a>-</td><td><a id="p100505"></a>-</td><td><a id="p100506"></a>-</td><td><a id="p100507"></a>40</td><td><a id="p100508"></a>30</td></tr>
<tr><td><a id="p100509"></a>10</td><td><a id="p100510"></a>Отключающая арматура (ОА)</td><td><a id="p100511"></a>-</td><td><a id="p100512"></a>-</td><td><a id="p100513"></a>-</td><td><a id="p100514"></a>-</td><td><a id="p100515"></a>40</td><td><a id="p100516"></a>30</td></tr>
<tr><td><a id="p100517"></a>11</td><td><a id="p100518"></a>Фильтр (Ф)</td><td><a id="p100519"></a>25</td><td><a id="p100520"></a>25</td><td><a id="p100521"></a>-</td><td><a id="p100522"></a>-</td><td><a id="p100523"></a>30</td><td><a id="p100524"></a>5</td></tr>
<tr><td><a id="p100525"></a>12</td><td><a id="p100526"></a>Контрольная арматура (КА1)</td><td><a id="p100527"></a>15</td><td><a id="p100528"></a>10</td><td><a id="p100529"></a>15</td><td><a id="p100530"></a>15</td><td><a id="p100531"></a>15</td><td><a id="p100532"></a>5</td></tr>
<tr><td><a id="p100533"></a>13</td><td><a id="p100534"></a>Контрольная арматура (КА2)</td><td><a id="p100535"></a>15</td><td><a id="p100536"></a>14</td><td><a id="p100537"></a>-</td><td></td><td><a id="p100538"></a>20</td><td><a id="p100539"></a>16</td></tr>
<tr><td><a id="p100540"></a>14</td><td><a id="p100541"></a>Контрольная арматура (КА3)</td><td><a id="p100542"></a>12</td><td><a id="p100543"></a>12</td><td><a id="p100544"></a>15</td><td><a id="p100545"></a>8</td><td><a id="p100546"></a>15</td><td><a id="p100547"></a>10</td></tr>
<tr><td><a id="p100548"></a>15</td><td><a id="p100549"></a>Контрольная арматура (КА4)</td><td><a id="p100550"></a>12</td><td><a id="p100551"></a>10</td><td><a id="p100552"></a>15</td><td><a id="p100553"></a>14</td><td><a id="p100554"></a>12</td><td><a id="p100555"></a>6</td></tr>
<tr><td><a id="p100556"></a>16</td><td><a id="p100557"></a>Контрольно-измерительный прибор (КИП1)</td><td><a id="p100558"></a>12</td><td><a id="p100559"></a>7</td><td><a id="p100560"></a>12</td><td><a id="p100561"></a>12</td><td><a id="p100562"></a>15</td><td><a id="p100563"></a>11</td></tr>
<tr><td><a id="p100564"></a>17</td><td><a id="p100565"></a>Контрольно-измерительный прибор (КИП2)</td><td><a id="p100566"></a>10</td><td><a id="p100567"></a>6</td><td><a id="p100568"></a>15</td><td><a id="p100569"></a>13</td><td><a id="p100570"></a>15</td><td><a id="p100571"></a>11</td></tr>
<tr><td><a id="p100572"></a>18</td><td><a id="p100573"></a>Контрольно-измерительный прибор (КИП3)</td><td><a id="p100574"></a>12</td><td><a id="p100575"></a>12</td><td><a id="p100576"></a>-</td><td><a id="p100577"></a>-</td><td><a id="p100578"></a>20</td><td><a id="p100579"></a>18</td></tr>
<tr><td><a id="p100580"></a>19</td><td><a id="p100581"></a>Контрольно-измерительный прибор (КИП4)</td><td><a id="p100582"></a>20</td><td><a id="p100583"></a>17</td><td><a id="p100584"></a>-</td><td><a id="p100585"></a>-</td><td><a id="p100586"></a>20</td><td><a id="p100587"></a>13</td></tr>
<tr><td><a id="p100588"></a>20</td><td><a id="p100589"></a>Контрольно-измерительный прибор (КИП5)</td><td><a id="p100590"></a>12</td><td><a id="p100591"></a>8</td><td><a id="p100592"></a>15</td><td><a id="p100593"></a>12</td><td><a id="p100594"></a>15</td><td><a id="p100595"></a>10</td></tr>
<tr><td colspan="8"><a id="p100596"></a>&lt;1&gt; Для примерных данных наименования моделей/марок технических устройств не приводятся.</td></tr>
</table>


5. <a id="p100597"></a>Для остальных технических устройств проверяем выполнение неравенства (2) в соответствии с [п. 54](#p100154) Руководства по безопасности:
<a id="p100598"></a>запорная арматура (ЗА1)

<a id="p100599"></a> $\frac{15}{20} < \frac{15}{15}$ ;

<a id="p100600"></a>запорная арматура (ЗА2)

<a id="p100601"></a> $\frac{17}{20} < \frac{13}{15}$ ;

<a id="p100602"></a>запорная арматура (ЗА3)

<a id="p100603"></a> $\frac{5}{20} < \frac{10}{20}$ ;

<a id="p100604"></a>запорная арматура (ЗА4)

<a id="p100605"></a> $\frac{5}{20} < \frac{10}{20}$ ;

<a id="p100606"></a>запорная арматура (ЗА5)

<a id="p100607"></a> $\frac{10}{25} < \frac{20}{25}$ ;

<a id="p100608"></a>запорная арматура (ЗА6)

<a id="p100609"></a> $\frac{5}{25} < \frac{25}{25}$ ;

<a id="p100610"></a>фильтр (Ф)

<a id="p100611"></a> $\frac{5}{30} < \frac{25}{25}$ ;

<a id="p100612"></a>контрольная арматура (КА1)

<a id="p100613"></a> $\frac{5}{15} < \frac{10}{15}$ ;

<a id="p100614"></a>контрольная арматура (КА2)

<a id="p100615"></a> $\frac{16}{20} < \frac{14}{15}$ ;

<a id="p100616"></a>контрольная арматура (КА3)

<a id="p100617"></a> $\frac{10}{15} > \frac{8}{15}$ ;

<a id="p100618"></a>контрольная арматура (КА4)

<a id="p100619"></a> $\frac{6}{12} < \frac{10}{12}$ ;

<a id="p100620"></a>контрольно-измерительный прибор (КИП1)

<a id="p100621"></a> $\frac{11}{15} > \frac{7}{12}$ ;

<a id="p100622"></a>контрольно-измерительный прибор (КИП2)

<a id="p100623"></a> $\frac{11}{15} > \frac{6}{10}$ ;

<a id="p100624"></a>контрольно-измерительный прибор (КИП4)

<a id="p100625"></a> $\frac{13}{20} < \frac{17}{20}$ ;

<a id="p100626"></a>контрольно-измерительный прибор (КИП5)

<a id="p100627"></a> $\frac{10}{15} = \frac{8}{12}$ .

6. <a id="p100628"></a>По результатам [п. 5](#p100597) настоящего приложения [неравенство (2)](#p100155) выполняется для технических устройств:
<a id="p100629"></a>контрольная арматура (КА3);
<a id="p100630"></a>контрольно-измерительный прибор (КИП1);
<a id="p100631"></a>контрольно-измерительный прибор (КИП2);
<a id="p100632"></a>контрольно-измерительный прибор (КИП5).
7. <a id="p100633"></a>Остаточный ресурс для технических устройств, перечисленных в [п. 6](#p100628) настоящего приложения, определяем по [формуле (3)](#p100157) в соответствии с [п. 54](#p100154) Руководства по безопасности:

<a id="p100634"></a> $z_{\text{КА}_{3}} = \frac{\frac{12}{12} + \frac{8}{15} + \frac{10}{15}}{3} \cdot (15 - 10) = 3,7\text{года}$ ;

<a id="p100635"></a> $z_{\text{КИП}_{1}} = \frac{\frac{7}{12} + \frac{12}{12} + \frac{11}{15}}{3} \cdot (15 - 11) = 3,1\text{года}$ ;

<a id="p100636"></a> $z_{\text{КИП}_{2}} = \frac{\frac{6}{10} + \frac{13}{15} + \frac{11}{15}}{3} \cdot (15 - 11) = 2,9\text{года}$ ;

<a id="p100637"></a> $z_{\text{КИП}_{5}} = \frac{\frac{8}{12} + \frac{12}{15} + \frac{10}{15}}{3} \cdot (15 - 10) = 3,6\text{года}$ .

8. <a id="p100638"></a>По результатам [п. 5](#p100597) настоящего приложения [неравенство (2)](#p100155) не выполняется для технических устройств:
<a id="p100639"></a>запорная арматура (ЗА1);
<a id="p100640"></a>запорная арматура (ЗА2);
<a id="p100641"></a>запорная арматура (ЗА3);
<a id="p100642"></a>запорная арматура (ЗА4);
<a id="p100643"></a>запорная арматура (ЗА5);
<a id="p100644"></a>запорная арматура (ЗА6);
<a id="p100645"></a>фильтр (Ф);
<a id="p100646"></a>контрольная арматура (КА1);
<a id="p100647"></a>контрольная арматура (КА2);
<a id="p100648"></a>контрольная арматура (КА4);
<a id="p100649"></a>контрольно-измерительный прибор (КИП3);
<a id="p100650"></a>контрольно-измерительный прибор (КИП4).
9. <a id="p100651"></a>Остаточный ресурс для технических устройств, перечисленных в [п. 8](#p100638) настоящего приложения, определяем по [формуле (4)](#p100166) в соответствии с [п. 55](#p100165) Руководства по безопасности:

<a id="p100652"></a> $z_{\text{ЗА}_{1}} = \frac{\frac{15}{15}}{1} \cdot (20 - 15) = 5\text{лет}$ ;

<a id="p100653"></a> $z_{\text{ЗА}_{2}} = \frac{\frac{13}{15}}{1} \cdot (20 - 7) = 2,6\text{года}$ ;

<a id="p100654"></a> $z_{\text{ЗА}_{3}} = \frac{\frac{10}{20} + \frac{15}{20}}{1} \cdot (20 - 5) = 9,4\text{года}$ ;

<a id="p100655"></a> $z_{\text{ЗА}_{4}} = \frac{\frac{15}{15} + \frac{10}{20}}{1} \cdot (20 - 5) = 11,3\text{года}$ ;

<a id="p100656"></a> $z_{\text{ЗА}_{5}} = \frac{\frac{20}{25}}{1} \cdot (25 - 10) = 12\text{лет}$ ;

<a id="p100657"></a> $z_{\text{ЗА}_{6}} = \frac{\frac{25}{25}}{1} \cdot (25 - 5) = 15\text{лет}$ ;

<a id="p100658"></a> $z_{\text{Ф}} = \frac{\frac{25}{25}}{1} \cdot (30 - 5) = 25\text{лет}$ ;

<a id="p100659"></a> $z_{\text{КА}_{1}} = \frac{\frac{10}{15} + \frac{15}{15}}{2} \cdot (15 - 5) = 8,3\text{года}$ ;

<a id="p100660"></a> $z_{\text{КА}_{2}} = \frac{\frac{14}{15}}{1} \cdot (20 - 16) = 3,7\text{года}$ ;

<a id="p100661"></a> $z_{\text{КА}_{4}} = \frac{\frac{10}{12} + \frac{14}{15}}{2} \cdot (12 - 6) = 5,3\text{года}$ ;

<a id="p100662"></a> $z_{\text{КИП}_{3}} = \frac{\frac{12}{12}}{1} \cdot (20 - 18) = 2\text{года}$ ;

<a id="p100663"></a> $z_{\text{КИП}_{4}} = \frac{\frac{17}{20}}{1} \cdot (20 - 13) = 6\text{лет}$ .

10. <a id="p100664"></a>В нашем случае в акте технического диагностирования ПРГ в рекомендациях по дальнейшей эксплуатации ПРГ должно указываться требование о замене редукционной арматуры (РА) на новую, так как назначенный срок службы истекает в момент проведения технического диагностирования ПРГ. Для примера назначенный срок службы новой редукционной арматуры (РА1) составляет 40 лет. Остаточный ресурс редукционной арматуры (РА) определяем по [формуле (5)](#p100168) в соответствии с [п. 56](#p100167) Руководства по безопасности:

<a id="p100665"></a> $z_{\text{РА}} = \frac{30}{30} \cdot 40 = 40\text{лет}$ .

11. <a id="p100666"></a>Остаточный ресурс ПРГ определяем по [формуле (6)](#p100176) в соответствии с [п. 58](#p100175) Руководства по безопасности:

<a id="p100667"></a> ![формула](https://i.bukva.ai/QjNMB4Aie/img_0.png) ,

<a id="p100668"></a>коэффициент технического состояния для примера принимается равным 1.





<a id="p100669"></a>Приложение N 11
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от "__" ______ 2017 г. N ___

<a id="p100670"></a>(Рекомендуемый образец)

<a id="p100671"></a>                                    АКТ
          технического диагностирования пункта редуцирования газа

<a id="p100672"></a>Дата "__" ______________ 20__ г.
<a id="p100673"></a>Имущественная принадлежность пункта редуцирования газа
___________________________________________________________________________
<a id="p100674"></a>Эксплуатационная организация ______________________________________________
1. <a id="p100675"></a>Наименование пункта редуцирования газа _________________________________
2. <a id="p100676"></a>Адрес расположения пункта редуцирования газа
___________________________________________________________________________
3. <a id="p100677"></a>Характеристика пункта редуцирования газа:

    - <a id="p100678"></a>тип пункта редуцирования газа
___________________________________________________________________________

    - <a id="p100679"></a>количество рабочих линий редуцирования, шт.
___________________________________________________________________________

    - <a id="p100680"></a>входное давление по каждой линии редуцирования, МПа
___________________________________________________________________________

    - <a id="p100681"></a>выходное давление по каждой линии редуцирования, МПа
___________________________________________________________________________

    - <a id="p100682"></a>наличие и количество резервных линий редуцирования
___________________________________________________________________________

    - <a id="p100683"></a>пропускная способность по каждой линии редуцирования, м3/ч
___________________________________________________________________________

    - <a id="p100684"></a>наименование моделей регуляторов по каждой линии редуцирования
___________________________________________________________________________

    - <a id="p100685"></a>диаметры присоединительных газопроводов, мм
___________________________________________________________________________

    - <a id="p100686"></a>год(ы) строительства
___________________________________________________________________________

4. <a id="p100687"></a>Выводы о техническом состоянии пункта редуцирования газа
___________________________________________________________________________

5. <a id="p100688"></a>Выводы о возможности дальнейшей эксплуатации
___________________________________________________________________________

6. <a id="p100689"></a>Остаточный срок службы
___________________________________________________________________________

<a id="p100690"></a>Акт составлен:

    _________________________  _______________  ______________  ___________
           (должность,            (Ф.И.О.)        (подпись)       (дата)
    наименование организации)
    _________________________  _______________  ______________  ___________
           (должность,            (Ф.И.О.)        (подпись)       (дата)
    наименование организации)



<a id="p100007"></a>

---