В целях содействия соблюдению требований промышленной безопасности приказываю:

Утвердить прилагаемое Руководство по безопасности "Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа".

Врио руководителя

А.Л. Рыбас

Руководство по безопасности
"Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа"
(утв. приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 6 февраля 2017 г. N 48)

I. Общие положения

1. Руководство по безопасности "Методика технического диагностирования пунктов редуцирования газа" (далее - Руководство по безопасности) утверждено в целях содействия соблюдению требований Федеральных норм и правил 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 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 о безопасности сетей газораспределения и газопотребления, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 29 октября 2010 г. N 870 (далее - Технический регламент).

2. 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 (далее - техническое диагностирование ПРГ).

3. Положения Руководства по безопасности распространяются на следующие типы ПРГ:

размещенные в здании и имеющие собственные ограждающие конструкции (ГРП);

размещенные в блоке контейнерного типа (ГРПБ);

размещенные в шкафу из несгораемых материалов (ГРПШ), в том числе размещенные ниже уровня поверхности земли;

не имеющие собственных ограждающих конструкций (ГРУ).

4. Для выполнения требований, указанных в Правилах 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. В Руководстве по безопасности применяются термины и определения, а также список используемых сокращений, приведенные в приложениях N 1 и 2 к настоящему Руководству по безопасности.

6. 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.

7. Техническое диагностирование ПРГ проводится с целью:

оценки фактического технического состояния ПРГ;

выявления допустимости и условий продолжения дальнейшей безопасной эксплуатации ПРГ до прогнозируемого перехода в предельное состояние;

определения остаточного срока службы (предельного срока эксплуатации) ПРГ.

8. Организация работ по техническому диагностированию ПРГ осуществляется организацией, выполняющей техническую эксплуатацию газопроводов (далее - эксплуатационная организация).

9. 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. 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. Источниками исходных данных для оценки технического состояния ПРГ являются проектная, исполнительная документация и эксплуатационный паспорт ПРГ (далее - паспорт ПРГ).

12. 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. 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 учетом ГОСТ 31937-2011 "Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния".

14. Результаты технического диагностирования ПРГ используются для оценки их фактического состояния при проведении экспертизы промышленной безопасности ПРГ.

II. Основания и сроки проведения технического диагностирования ПРГ

15. 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. Техническое диагностирование ПРГ проводится в случаях:

истечения срока службы (продолжительности эксплуатации) ПРГ, установленного в проектной документации;

при отсутствии в технической документации данных о сроке службы ПРГ, если фактический срок его службы превышает двадцать лет;

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;

по решению эксплуатационной организации.

III. Этапы технического диагностирования

17. Техническое диагностирование ПРГ состоит из следующих основных этапов:

анализ технической документации;

разработка и утверждение программы технического диагностирования ПРГ;

контроль технического состояния;

анализ технического состояния;

принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации;

определение остаточного ресурса (срока службы);

оформление результатов технического диагностирования.

18. Перечень и объем работ по техническому диагностированию ПРГ определяются индивидуально для каждого конкретного объекта.

IV. Анализ технической документации

19. При техническом диагностировании ПРГ анализируется техническая документация на ПРГ, в том числе эксплуатационная документация на технические устройства, входящие в состав его технологической части.

Анализ технической документации выполняется для получения информации о:

соответствии наименований и характеристик технических устройств, заявленным в эксплуатационном паспорте;

соответствии фактической технологической схемы ПРГ проектной;

дате ввода ПРГ в эксплуатацию (для ГРП также о датах ввода в эксплуатацию технических устройств, входящих в состав его технологической части);

сроке поверки средств измерения;

неисправностях и проведенных ремонтах;

режимах работы в процессе эксплуатации ПРГ.

20. В случае отсутствия принципиальной схемы ПРГ, она составляется при техническом диагностировании ПРГ.

21. По результатам анализа технической документации составляется протокол, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 3 к настоящему Руководству по безопасности.

В протоколе анализа технической документации указываются:

перечень проанализированной документации;

перечень технических устройств и элементов, их технические характеристики и параметры;

режимы работы и условия эксплуатации ПРГ, перечень неисправностей, проведенных ремонтов;

предложения по контролю технического состояния ПРГ;

выводы и рекомендации о возможностях безопасной эксплуатации ПРГ.

V. Разработка и утверждение программы технического диагностирования ПРГ

22. 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. Программа технического диагностирования ПРГ разрабатывается организацией, выполняющей техническое диагностирование ПРГ, утверждается эксплуатационной организацией и собственником ПРГ.

Типовая программа проведения технического диагностирования ПРГ приведена в приложении N 4 к настоящему Руководству по безопасности.

VI. Контроль технического состояния

24. Контроль технического состояния ПРГ проводится с целью получения информации о фактическом техническом состоянии, наличии неисправностей, обеспечении безопасной эксплуатации ПРГ.

25. Основными параметрами, определяющими техническое состояние ПРГ при контроле технического состояния, являются:

работоспособность технических устройств;

герметичность технических устройств и газопроводов;

качество сварных соединений газопроводов;

коррозионный и механический износ материалов;

прочность технических устройств и газопроводов.

26. Контроль технического состояния включает в себя:

визуальный и измерительный контроль;

неразрушающий контроль сварных соединений;

замер толщины стенок (ультразвуковую толщинометрию) газопроводов;

проверку на герметичность;

контроль функционирования.

27. Визуальный и измерительный контроль проводится в соответствии с Инструкцией 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. 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. Измерительный контроль технических устройств, газопроводов и сварных соединений выполняется с целью подтверждения соответствия геометрических размеров и отсутствия неисправностей.

Визуальный и измерительный контроль выполняется до проведения других методов неразрушающего контроля.

При проведении визуального контроля редукционной, отключающей, предохранительной, запорной и контрольной арматуры производится оценка:

состояния металла корпуса (отсутствие на деталях трещин, расслоений, раковин; на местах изгибов деталей из листового проката отсутствие трещин, надрывов, короблений);

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);

состояния уплотнительных поверхностей фланцев (отсутствие на поверхности уплотнительных прокладок вмятин и надрывов);

отсутствия заеданий и перекосов в системе передачи перемещения от мембраны к клапану.

30. При визуальном контроле состояния технических устройств, газопроводов и сварных соединений проверяется:

отсутствие (наличие) механических повреждений поверхностей;

отсутствие (наличие) формоизменения изделия (деформированные участки, коробление, провисание, выход трубы из ряда и другие отклонения от первоначального расположения);

отсутствие (наличие) трещин и других поверхностных дефектов, образовавшихся в процессе эксплуатации;

отсутствие (наличие) растрескивания, эрозии и износа сварных швов и участков газопровода.

31. При измерительном контроле состояния основного материала и сварных соединений определяются:

размеры повреждений и дефектов (длина, ширина и глубина дефектов типа пор, шлаковых включений, непроваров корня шва, вмятин);

размеры деформированных участков основного материала и сварных соединений, возникших в результате деформаций при эксплуатации, включая следующие параметры:

а) овальность цилиндрических элементов, в том числе отводов труб;

б) размеры зон коррозионного повреждения, включая их глубину;

в) эксплуатационные трещины.

32. 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. 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. Результаты проведенного визуального и измерительного контроля ПРГ фиксируются актом, рекомендуемая форма которого приведена в РД 03-606-03.

35. 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.

Результаты ультразвуковой толщинометрии оформляются протоколом, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 5 к настоящему Руководству по безопасности.

36. Проверка на герметичность и прочность технических устройств и газопроводов проводится в соответствии с нормами СП 62.13330.2011.

37. Испытание технических устройств и газопроводов проводится по частям до регулятора давления и после него.

38. Если трубопроводная арматура, технические устройства ПРГ и средства измерения не рассчитаны на испытательное давление, то вместо них на период испытаний устанавливаются заглушки, пробки.

Максимальное испытательное давление технических устройств и газопроводов определяется в соответствии с нормами СП 62.13330.2011.

39. Результаты испытаний на герметичность и прочность оформляются протоколами, рекомендуемые образцы которых приведены соответственно в приложениях N 6 и N 7 к настоящему Руководству по безопасности.

40. 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:

ультразвуковая дефектоскопия;

радиографический контроль;

магнитный контроль;

прочие методы.

41. 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 по обследованию шаровых резервуаров и газгольдеров для хранения сжиженных газов под давлением, утвержденной постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 20 сентября 2000 г. N 51 (РД 03-380-00).

42. Контроль функционирования ПРГ проводится с целью получения данных о неисправностях ПРГ, выявления и предотвращения возникновения неисправностей.

43. Основными параметрами, определяющими техническое состояние при контроле функционирования ПРГ, являются:

работоспособность технических устройств;

стабильность работы редукционной арматуры;

пределы регулирования давления;

пределы срабатывания предохранительной арматуры;

герметичность внутренних полостей технических устройств.

Контроль функционирования включает в себя следующие работы:

проверка пределов регулирования давления и стабильности работы регулятора давления при изменении расхода;

проверка пределов срабатывания отключающей и предохранительной арматуры;

проверка плотности закрытия отключающей арматуры и рабочего клапана регулятора давления (внутренняя герметичность);

проверка перепада давления на фильтре;

проверка функционирования технических устройств (редукционной, отключающей, предохранительной, запорной и контрольной арматуры).

44. По результатам контроля функционирования ПРГ оформляется протокол, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 8 к настоящему Руководству по безопасности.

45. 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.

VII. Анализ технического состояния

46. 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. Цель анализа технического состояния ПРГ - установление уровня повреждений и текущего технического состояния ПРГ, что является необходимым для прогнозирования остаточного ресурса.

48. По результатам анализа технического состояния ПРГ присваивается одна из следующих категорий технического состояния:

исправное состояние;

неисправное состояние;

предельное состояние.

VIII. Принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации

49. Дальнейшая эксплуатация ПРГ возможна при исправном состоянии ПРГ.

50. 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. 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.

IX. Определение остаточного ресурса

52. После принятия решения о возможности дальнейшей эксплуатации ПРГ необходимо рассчитать остаточный ресурс ПРГ и указать его в акте технического диагностирования ПРГ.

53. 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:

, (1)

где:

- назначенный срок службы технического устройства, лет;

s - срок службы ПРГ от начала эксплуатации до технического диагностирования ПРГ, лет.

Примечание - В случае, если , остаточный ресурс технического устройства по формуле (1) будет равен нулю.

54. В случае, если от начала эксплуатации ПРГ до технического диагностирования ПРГ техническое устройство заменялось до истечения его назначенного срока службы, и выполняется неравенство:

, (2)

остаточный ресурс технического устройства определяется по формуле:

, (3)

где:

i - порядковый номер замены технического устройства;

n - количество замен технического устройства от начала эксплуатации ПРГ до технического диагностирования ПРГ, шт.;

- фактический срок службы технического устройства от начала его эксплуатации до замены, лет;

- назначенный срок службы заменяемого технического устройства, указанный производителем в технической документации, лет;

y - срок службы технического устройства, находящегося в эксплуатации на момент проведения технического диагностирования ПРГ, от начала его эксплуатации до технического диагностирования ПРГ, лет;

- назначенный срок службы технического устройства, находящегося в эксплуатации на момент проведения технического диагностирования ПРГ, лет.

55. В случае, если от начала эксплуатации ПРГ до технического диагностирования ПРГ техническое устройство заменялось до истечения его назначенного срока службы, и неравенство (2) не выполняется, остаточный ресурс данного технического устройства определяется по формуле:

, (4)

56. 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:

, (5)

где:

n - количество замен технического устройства от начала эксплуатации ПРГ до технического диагностирования ПРГ, в том числе замена по результатам технического диагностирования ПРГ, шт.;

- назначенный срок службы нового технического устройства, лет.

Примечание - В случае, если , , отношение , , формулах (2)-(5) принимается равным единице.

57. При отсутствии в технической документации технического устройства назначенного срока службы, следует вместо него в формулах (1), (3)-(5) и неравенстве (2) использовать срок службы, при превышении которого должна проводиться экспертиза промышленной безопасности технического устройства в соответствии с документами в области промышленной безопасности опасных производственных объектов.

Примечание - На момент издания Руководства по безопасности в соответствии с Правилами проведения экспертизы промышленной безопасности, срок службы, при превышении которого проводится экспертиза промышленной безопасности технического устройства, составляет 20 лет.

58. Остаточный ресурс ПРГ , лет, определяется по формуле:

, (6)

где:

k - коэффициент технического состояния, значение которого определяется в соответствии с приложением N 9 к настоящему Руководству по безопасности;

j - порядковый номер технического устройства, входящего в состав технологической части ПРГ;

m - количество технических устройств, входящих в состав технологической части ПРГ, шт.

59. Пример расчета остаточного ресурса ПРГ приведен в приложении N 10 к настоящему Руководству по безопасности.

X. Оформление результатов технического диагностирования

60. По результатам проведения технического диагностирования составляется акт, рекомендуемый образец которого приведен в приложении N 11 к настоящему Руководству по безопасности.

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. Результаты, полученные при выполнении технического диагностирования ПРГ:

являются основанием для определения фактического технического состояния ПРГ;

используются при проведении экспертизы промышленной безопасности газопровода;

оформляются в виде приложений к заключению экспертизы.

62. На основании результатов работ, выполненных при техническом диагностировании ПРГ, оформляется заключение экспертизы промышленной безопасности в соответствии с требованиями Правил проведения экспертизы промышленной безопасности.

63. Решение о дальнейшей безопасной эксплуатации ПРГ принимается руководителем эксплуатационной организации.

64. 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.

Приложение N 1
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 48

Термины и определения

В целях настоящего Руководства по безопасности используются следующие основные термины и определения:

Блочный газорегуляторный пункт	- газорегуляторный пункт, размещенный в блоке контейнерного типа. [п. 36 ГОСТ Р 53865-2010]
Газорегуляторная установка	- пункт редуцирования газа, не имеющий собственных ограждающих конструкций. [п. 35 ГОСТ Р 53865-2010]
Газорегуляторный пункт	- пункт редуцирования газа, размещенный в здании и имеющий собственные ограждающие конструкции. [п. 34 ГОСТ Р 53865-2010]
Запорная арматура	- арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью. [п. 3.1.1 ГОСТ 24856-2014]
Исправное состояние (исправность)	- состояние объекта, при котором он соответствует всем требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации. [п. 2.1 ГОСТ 27.002-89]
Контрольная арматура	- арматура, предназначенная для управления поступлением рабочей среды в контрольно-измерительную аппаратуру, приборы. [п. 5.1.7 ГОСТ 24856-2014]
Критерий предельного состояния	- признак или совокупность признаков предельного состояния объекта, установленные нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документацией. (Примечание: в зависимости от условий эксплуатации для одного и того же объекта могут быть установлены два и более критериев предельного состояния). [п. 2.6 ГОСТ 27.002-89]
Назначенный срок службы	- календарная продолжительность эксплуатации, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния. [п. 4.10 ГОСТ 27.002-89]
Неисправное состояние (неисправность)	- состояние объекта, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации. [п. 2.2 ГОСТ 27.002-89]
Неработоспособное состояние (неработоспособность)	- состояние объекта, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации. (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). [п. 2.4 ГОСТ 27.002-89]
Нормативный документ	- документ, устанавливающий правила, общие принципы или характеристики, касающиеся различных видов деятельности или их результатов. [п. 4.1 ГОСТ 1.1-2002]
Остаточный ресурс	- суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние. [п. 4.8 ГОСТ 27.002-89]
Отключающая арматура	- арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды при превышении заданной величины скорости ее течения за счет изменения перепада давления на чувствительном элементе, либо в случае изменения заданной величины давления. [п. 3.1.7 ГОСТ 24856-2014]
Подземный пункт редуцирования газа	- пункт редуцирования газа, размещенный ниже уровня поверхности земли. [п. 38 ГОСТ Р 53865-2010]
Предельное состояние	- состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно. [п. 2.5 ГОСТ 27.002-89]
Предельный срок эксплуатации	- срок перехода объекта в предельное состояние, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна по причинам экономической или экологической опасности. [п. 3.3 ГОСТ Р 54983-2012]
Предохранительная арматура	- арматура, предназначенная для автоматической защиты оборудования и трубопроводов от недопустимого превышения давления посредством сброса избытка рабочей среды. [п. 3.1.3 ГОСТ 24856-2014]
Принципиальная схема ПРГ	- документ, содержащий схему технологической части ПРГ, на которую в виде условных обозначений нанесены газопроводы, арматура трубопроводная, фильтры, средства измерения и направление движения газа.
Пункт редуцирования газа	- технологическое устройство сети газораспределения, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его в заданных пределах независимо от расхода газа. [п. 33 ГОСТ Р 53865-2010]
Работоспособное состояние (работоспособность)	- состояние объекта, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации. [п. 2.3 ГОСТ 27.002-89]
Регулирующая арматура	- арматура, предназначенная для регулирования параметров рабочей среды посредством изменения расхода или проходного сечения. [п. 3.1.5 ГОСТ 24856-2014]
Редукционная арматура	- арматура, предназначенная для снижения (редуцирования) рабочего давления в системе за счет увеличения ее гидравлического сопротивления. [п. 5.1.12 ГОСТ 24856-2014]
Риск	- сочетание вероятности события и его последствий. [п. 2.5 ГОСТ Р 51901.1-2002]
Сеть газораспределения	- 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). [п. 7 Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления]
Сеть газопотребления	- 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. [п. 7 Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления]
Срок службы	- календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние. [п. 4.6 ГОСТ 27.002-89]
Техническая документация	- 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).
Техническое диагностирование ПРГ	- процесс определения фактического технического состояния пункта редуцирования газа.
Техническое устройство	- 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. [п. 7 Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления]
Трубопроводная арматура (арматура)	- техническое устройство, устанавливаемое на трубопроводах, оборудовании и емкостях, предназначенное для управления потоком рабочей среды путем изменения проходного сечения. [п. 2.1 ГОСТ 24856-2014]
Фактический срок службы	- календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта до его замены или до текущего технического диагностирования.
Шкафной пункт редуцирования газа	- пункт редуцирования газа, размещенный в шкафу из несгораемых материалов. [п. 37 ГОСТ Р 53865-2010]
Эксплуатационная организация	- юридическое лицо, осуществляющее эксплуатацию сети газораспределения и сети газопотребления и (или) оказывающее услуги по их техническому обслуживанию и ремонту на законных основаниях. [п. 7 Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления]
Эксплуатационный документ	- конструкторский документ, который в отдельности или в совокупности с другими документами определяет правила эксплуатации изделия и (или) отражает сведения, удостоверяющие гарантированные изготовителем значения основных параметров и характеристик (свойств) изделия, гарантии и сведения по его эксплуатации в течение установленного срока службы. [п. 3.1.1 ГОСТ 2.601-2006]
Элемент	- объект, для которого в рамках данного рассмотрения не выделяются составные части. [п. 1.2 проекта ГОСТ 27.002-2016]

Приложение N 2
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 48

Список используемых сокращений

В настоящем Руководстве по безопасности применены следующие сокращения:

ГРП	- газорегуляторный пункт;
ГРПБ	- блочный газорегуляторный пункт;
ГРУ	- газорегуляторная установка;
ПРГ	- пункт редуцирования газа;
ГРПШ	- шкафной пункт редуцирования газа.

Приложение N 3
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 48

(Рекомендуемый образец)

ПРОТОКОЛ
по результатам анализа технической документации пункта редуцирования газа

Дата проведения контроля:

_________________________________________________________________________

Основание:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Место проведения контроля:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Организация, проводившая контроль:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Объект контроля: ________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Перечень анализируемой документации:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Перечень технических устройств:

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

Выводы и рекомендации:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Руководитель работ: ________________________________/___________________/

Исполнитель: _____________________________________/____________________/

Приложение N 4
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 48

Типовая программа проведения технического диагностирования ПРГ

Вид работ
1. Анализ технической документации
2. Контроль технического состояния:
2.1. Работоспособность технических устройств
2.2. Герметичность технических устройств и газопроводов
2.3. Качество сварных соединений газопроводов
2.4. Коррозионный и механический износ материалов
2.5. Прочность технических устройств и газопроводов
3. Анализ технического состояния:
3.1. Визуальный и измерительный контроль
3.2. Неразрушающий контроль сварных соединений
3.3. Замер толщины стенок (ультразвуковую толщинометрию) газопроводов
3.4. Проверка на герметичность
3.5. Контроль функционирования
4. Принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации
5. Определение остаточного ресурса (срока службы)
6. Оформление результатов технического диагностирования

Приложение N 5
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 48

(Рекомендуемый образец)

ПРОТОКОЛ
по результатам ультразвуковой толщинометрии пункта редуцирования газа

Дата проведения контроля:

_________________________________________________________________________

Основание:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Место проведения контроля:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Организация, проводившая контроль:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Объект контроля:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Тип толщиномера:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Результаты контроля:

N сечения по схеме	Номер точки	Толщина по чертежу	Толщина измерения	Оценка качества

Схема контроля: приложение "схема ПРГ".

Руководитель работ: ________________________________/___________________/

Исполнитель: _____________________________________/____________________/

Приложение N 6
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 48

(Рекомендуемый образец)

ПРОТОКОЛ
по результатам поверки на герметичность оборудования пункта редуцирования газа

Дата проведения контроля:

_________________________________________________________________________

Основание:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Место проведения контроля:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Организация, проводившая контроль:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Объект контроля:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Контрольно-измерительные приборы:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Результаты контроля:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Выводы и замечания:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Руководитель работ: ________________________________/___________________/

Исполнитель: _____________________________________/____________________/

Приложение N 7
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 48

(Рекомендуемый образец)

ПРОТОКОЛ
по результатам поверки на прочность оборудования пункта редуцирования газа

Дата проведения контроля:

_________________________________________________________________________

Основание:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Место проведения контроля:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Организация, проводившая контроль:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Объект контроля:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Контрольно-измерительные приборы:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Результаты контроля:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Выводы и замечания:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Руководитель работ: ________________________________/___________________/

Исполнитель: _____________________________________/____________________/

Приложение N 8
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 48

(Рекомендуемый образец)

ПРОТОКОЛ
по результатам контроля функционирования пункта редуцирования газа

Дата проведения контроля:

_________________________________________________________________________

Основание:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Место проведения контроля: ______________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Организация, проводившая контроль:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Объект контроля:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Оборудование и инструменты:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Результаты контроля:

Элементы объекта контроля	Фактические рабочие параметры	Характер обнаруженных неисправностей	Исправен (неисправен)	Меры по устранению обнаруженных неисправностей

Выводы по техническому состоянию и рекомендации:

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Руководитель работ: ________________________________/___________________/

Исполнитель: _____________________________________/____________________/

Приложение N 9
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 48

Коэффициент технического состояния

1. Коэффициент технического состояния определяется при техническом диагностировании ПРГ по формуле:

k = 1 - (A + B + C + D + E), (1)

где:

A - коэффициент технического состояния узла редуцирования и фильтров;

B - коэффициент технического состояния технических устройств, не включенных в коэффициент А;

C - коэффициент технического состояния разъемных соединений технических устройств и газопроводов;

D - коэффициент технического состояния конструкции здания, блок-контейнера или шкафа ПРГ;

E - коэффициент технического состояния систем инженерно-технического обеспечения здания ГРП или ГРПБ.

2. Коэффициент А равен 0,1 в случае если по результатам технического диагностирования, выявлены неисправности узла редуцирования и фильтров, без устранения которых в результате ремонта технического устройства его безопасная эксплуатация невозможна. В противном случае коэффициент технического состояния узла редуцирования и фильтров, равен нулю.

3. Коэффициент В определяется по формуле:

, (2)

где:

n - количество технических устройств, для которых по результатам технического диагностирования ПРГ выявлены неисправности, без устранения которых в результате ремонта технического устройства его безопасная эксплуатация невозможна, шт.;

u - количество технических устройств, входящих в состав технологической части ПРГ, шт.

4. Коэффициент С определяется по формуле:

, (3)

где:

m - количество разъемных соединений технических устройств и газопроводов ПРГ, для которых были обнаружены утечки в результате проведения контроля на герметичность, шт.;

r - количество разъемных соединений технических устройств и газопроводов, шт.

5. Коэффициент D определяется по таблице N 1.

Коэффициент технического состояния здания, блок-контейнера или шкафа ПРГ

Таблица N 1

Категория технического состояния здания, блок-контейнера или шкафа ПРГ	Коэффициент технического состояния здания, блок-контейнера или шкафа
Конструкции, здание и сооружения, включая грунтовое основание, в нормативном техническом состоянии	0
Конструкции, здание и сооружения, включая грунтовое основание, в работоспособном состоянии	0,01
Конструкции, здание и сооружения, включая грунтовое основание, в ограниченно работоспособном состоянии	0,05
Конструкции, здание и сооружения, включая грунтовое основание, в аварийном состоянии	0,1

6. 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.

Приложение N 10
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 48

Пример расчета остаточного ресурса ПРГ

1. Исходные данные для примера расчета остаточного ресурса ПРГ приведены в таблице N 2.

Исходные данные диагностируемого ПРГ

Таблица N 2

Наименование исходных данных	Значение
Тип ПРГ	ГРПШ
Количество линий редуцирования ПРГ	1 рабочая линия редуцирования
Фактический срок эксплуатации ПРГ	30 лет
Продолжительность эксплуатации ПРГ, указанная в проектной документации	30 лет

2. Исходные данные технических устройств, входящих в состав технологической части ПРГ, приведены в таблице N 3.

3. От начала эксплуатации ПРГ до момента проведения технического диагностирования ПРГ не заменялись до истечения назначенного срока службы: редукционная арматура (РА); запорная арматура ; предохранительная арматура (ПА); отключающая арматура (ОА).

4. Остаточные ресурсы технических устройств, перечисленных в п. 3 настоящего приложения (кроме РА, см. п. 10 настоящего приложения), определяются по формуле (1) в соответствии с п. 53 настоящего Руководства по безопасности:

лет;

лет;

лет.

Исходные данные технических устройств, входящих в состав технологической части ПРГ

Таблица N 3

N п/п	Наименование технического устройства*	Назначенный срок службы технического устройства, указанный производителем в технической документации, до первой замены, лет	Фактический срок службы технического устройства до первой замены, лет	Назначенный срок службы технического устройства, указанный производителем в технической документации, до второй замены, лет	Фактический срок службы технического устройства до второй замены, лет	Назначенный срок службы технического устройства, указанный производителем в технической документации, эксплуатируемого на момент проведения технического диагностирования ПРГ, лет	Фактический срок службы технического устройства, эксплуатируемого на момент проведения технического диагностирования ПРГ, лет
1	Редукционная арматура (РА)	-	-	-	-	30	30
2	Запорная арматура	15	15	-	-	20	15
3	Запорная арматура	15	13	-	-	20	17
4	Запорная арматура	20	10	20	15	20	5
5	Запорная арматура	15	15	20	10	20	5
6	Запорная арматура	25	20	-	-	25	10
7	Запорная арматура	25	25	-	-	25	5
8	Запорная арматура	-	-	-	-	35	30
9	Предохранительная арматура (ПА)	-	-	-	-	40	30
10	Отключающая арматура (ОА)	-	-	-	-	40	30
11	Фильтр (Ф)	25	25	-	-	30	5
12	Контрольная арматура	15	10	15	15	15	5
13	Контрольная арматура	15	14	-		20	16
14	Контрольная арматура	12	12	15	8	15	10
15	Контрольная арматура	12	10	15	14	12	6
16	Контрольно-измерительный прибор	12	7	12	12	15	11
17	Контрольно-измерительный прибор	10	6	15	13	15	11
18	Контрольно-измерительный прибор	12	12	-	-	20	18
19	Контрольно-измерительный прибор	20	17	-	-	20	13
20	Контрольно-измерительный прибор	12	8	15	12	15	10
* Для примерных данных наименования моделей/марок технических устройств не приводятся

5. Для остальных технических устройств проверяем выполнение неравенства (2) в соответствии с п. 54 Руководства по безопасности:

запорная арматура

;

запорная арматура

;

запорная арматура

;

запорная арматура

;

запорная арматура

;

запорная арматура

;

фильтр (Ф)

;

контрольная арматура

;

контрольная арматура

;

контрольная арматура

;

контрольная арматура

;

контрольно-измерительный прибор

;

контрольно-измерительный прибор

;

контрольно-измерительный прибор

;

контрольно-измерительный прибор

.

6. По результатам п. 5 настоящего приложения неравенство (2) выполняется для технических устройств:

контрольная арматура ;

контрольно-измерительный прибор ;

контрольно-измерительный прибор ;

контрольно-измерительный прибор .

7. Остаточный ресурс для технических устройств, перечисленных в п. 6 настоящего приложения, определяем по формуле (3) в соответствии с п. 54 Руководства по безопасности:

;

;

;

.

8. По результатам п. 5 настоящего приложения неравенство (2) не выполняется для технических устройств:

запорная арматура ;

запорная арматура ;

запорная арматура ;

запорная арматура ;

запорная арматура ;

запорная арматура ;

фильтр (Ф);

контрольная арматура ;

контрольная арматура ;

контрольная арматура ;

контрольно-измерительный прибор ;

контрольно-измерительный прибор .

9. Остаточный ресурс для технических устройств, перечисленных в п. 8 настоящего приложения, определяем по формуле (4) в соответствии с п. 55 Руководства по безопасности:

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

.

10. 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 составляет 40 лет. Остаточный ресурс редукционной арматуры (РА) определяем по формуле (5) в соответствии с п. 56 Руководства по безопасности:

.

11. Остаточный ресурс ПРГ определяем по формуле (6) в соответствии с п. 58 Руководства по безопасности:

, коэффициент технического состояния для примера принимается равным 1.

Приложение N 11
к Руководству по безопасности
"Методика технического диагностирования
пунктов редуцирования газа",
утвержденному приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 6 февраля 2017 г. N 48

(Рекомендуемый образец)

АКТ
технического диагностирования пункта редуцирования газа

Дата "___"____________ 20 __ г.

Имущественная принадлежность пункта редуцирования газа

_________________________________________________________________________

Эксплуатационная организация

_________________________________________________________________________

1. Наименование пункта редуцирования газа

_________________________________________________________________________

2. Адрес расположения пункта редуцирования газа

_________________________________________________________________________

3. Характеристика пункта редуцирования газа:

  - тип пункта редуцирования газа

_________________________________________________________________________

  - количество рабочих линий редуцирования, шт.

_________________________________________________________________________

  - входное давление по каждой линии редуцирования, МПа

_________________________________________________________________________

  - выходное давление по каждой линии редуцирования, МПа

_________________________________________________________________________

  - наличие и количество резервных линий редуцирования

_________________________________________________________________________

  - пропускная способность по каждой линии редуцирования, м3/ч

_________________________________________________________________________

  - наименование моделей регуляторов по каждой линии редуцирования

_________________________________________________________________________

  - диаметры присоединительных газопроводов, мм

_________________________________________________________________________

  - год(ы) строительства

_________________________________________________________________________

4. Выводы о техническом состоянии пункта редуцирования газа

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

5. Выводы о возможности дальнейшей эксплуатации

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

6. Остаточный срок службы

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________

Акт составлен:

_______________________________________  __________  ___________  _______

 (должность, наименование организации)    (Ф.И.О.)    (подпись)   (дата)

_______________________________________  __________  ___________  _______

 (должность, наименование организации)    (Ф.И.О.)    (подпись)   (дата)