По диагностированию технического состояния

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ДИАГНОСТИРОВАНИЮ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ*

 

РД 12-411-01

ББК 39.76

   И72

 

 

Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов разработана Головным научно-исследовательским и проектным институтом по использованию газа в народном хозяйстве ОАО «ГипроНИИгаз», ОАО «Росгазификация» с участием Уральского научно-исследовательского института трубной промышленности ОАО «УралНИТИ», испытательного центра по сертификации трубной промышленности ООО ИЦСТП «Сертицентруба», предприятия независимой экспертизы труб, трубопроводов и сосудов ООО «ТЭСЧМ» и ООО НПЦ «Композит» при Саратовском государственном университете им. Н.Г. Чернышевского.

В разработке приняли участие: B.С. Волков, научный руководитель, канд. техн. наук; В.Н. Беспалов; ГА Гончарова, канд. техн. наук; Г.И. Зубаилов; А.В. Кайро, Е.Н. Кокорев; Л.И. Могилевич, доктор техн. наук; Ю.А. Ослопов; Ю.И. Пашков, доктор техн. наук; В.И. Поляков, канд. хим. наук; Л.К. Самохвалова; И.В. Сессин; В.Л. Сомов, канд. экон. наук; В.В. Тарасов, канд. техн. наук; А.А. Феоктистов; А.Л. Шурайц, канд. техн. наук.

_________________

* Документ не подлежит государственной регистрации, поскольку является техническим документом и не содержит новых правовых норм (письмо Министерства юстиции Российской Федерации от 19.07.01 № 07/7289-ЮД).

 

 

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

 

Настоящая Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов (далее — Инструкция) устанавливает виды и порядок проведения диагностирования, основные критерии оценки технического состояния газопроводов, предусматривает методики расчета остаточного срока службы газопроводов по истечении нормативного срока службы и в других случаях.

Инструкция устанавливает требования по проведению технического диагностирования подземных стальных газопроводов, по которым природный газ по ГОСТ 5542—87 транспортируется с избыточным давлением не более 1,2 МПа и сжиженный углеводородный газ по ГОСТ 20448—90 с избыточным давлением не более 1,6 МПа. К газопроводам, на которые распространяются требования настоящей Инструкции, относятся подземные межпоселковые и распределительные газопроводы и подземная часть вводов, построенные из труб, изготовленных из малоуглеродистых марок сталей.

 

 

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

 

Газопровод — часть газораспределительной системы, состоящая из трубопровода для транспортировки природного или сжиженных углеводородных газов, за исключением сооружений и устройств, установленных на нем.

Участок газопровода — часть или весь газопровод, построенный по одному проекту и имеющий одинаковые диаметр и толщину стенки труб, марку стали, тип изоляции, метод защиты от коррозии, срок укладки в грунт и ввод в эксплуатацию электрохимической защиты (ЭХЗ).

Авария — разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемый взрыв и (или) выброс опасных веществ.

Техническое диагностирование газопровода (диагностирование) — определение технического состояния газопровода, поиск мест и определение причин отказов (неисправностей), а также прогнозирование его технического состояния.

Техническое состояние газопровода — соответствие одному из видов технического состояния в данный момент времени (исправен, неисправен, работоспособен, неработоспособен), определяемое по сравнению истинных значений параметров газопровода с установленными нормативно-технической документацией.

Базовый шурф — место на участке газопровода, которое предположительно будет находиться в наиболее тяжелых условиях эксплуатации.

Предельное состояние газопровода — состояние газопровода, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима и восстановление его работоспособного состояния невозможно исходя из требований промышленной безопасности либо его дальнейшая эксплуатация и восстановление его работоспособного состояния нецелесообразны исходя из экономических критериев.

Срок службы газопровода — календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации газопровода или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.

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

Напряженно-деформированное состояние (НДС) газопровода — состояние, при котором в металле труб газопровода возникают внутренние напряжения, вызванные воздействием внешних и внутренних нагрузок и воздействий.

Дефектный (аномальный) участок газопровода — несоответствие участка газопровода установленным нормам, в том числе участок, имеющий коррозионные повреждения, изменение толщины стенки трубы или испытывающий местное повышенное напряжение стенки трубы.

Эксплуатационная организация газораспределительной сети (ГРО) — специализированная организация, осуществляющая эксплуатацию газораспределительной сети и оказывающая услуги, связанные с подачей газа потребителям и их обслуживанием. Эксплуатационной организацией может быть организация — собственник этой сети либо организация, заключившая с организацией — собственником сети договор на ее эксплуатацию.

 

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

3.1. Определение технического состояния газопроводов с рабочим давлением газа £ 0,6 МПа и участков этих газопроводов при достижении нормативного срока службы должно осуществляться в соответствии с требованиями ПБ 12-368—00 и других нормативных документов по определению технического состояния, утвержденных в установленном порядке, за исключением газопроводов:

проложенных в грунтах II типа просадочности, чрезмерно и сильнопучинистых грунтах в зоне сезонного промерзания без отсыпки песчаным грунтом, в вечномерзлых грунтах на участках их оттаивания, действующих оползней, территориях, на которых за время эксплуатации зафиксированы землетрясения силой 6 баллов и более или производились горные разработки;

на пересечениях с подводными переходами при меженном горизонте 75 м и более и при меньшей ширине, если по продолжительности подтопления и доступности не представляется возможным восстановить газопровод менее чем за сутки;

при проявлении аномалий в процессе эксплуатации (вспучивание и искривление трубопровода более нормативного, неоднократные продольные и поперечные перемещения, уменьшения до 0,6 м и менее глубины заложения в местах движения транспорта и другие аномалии).

3.2. Остаточный срок службы газопроводов устанавливается организацией, проводившей диагностирование на основе оценки технического состояния, условий эксплуатации, качества работ по восстановлению работоспособного состояния газопровода.

Остаточный срок службы газопроводов, отмеченных в п. 3.1, устанавливается эксплуатационной организацией, но не более 20 лет либо, по выбору заказчика, устанавливается в соответствии с требованиями настоящей Инструкции организацией, проводившей диагностирование.

При наличии выявленных участков коррозии срок службы определяется поверочным расчетом остаточной толщины стенки газопровода.

3.3. Определение технического состояния газопроводов после продления нормативного срока службы должно проводиться в объеме и в сроки, установленные ПБ 12-368-00.

В зависимости от срока службы газопровода, условий его эксплуатации и технического состояния предусмотрены следующие виды диагностирования: плановое и внеочередное.

3.4. Плановое диагностирование осуществляется при достижении нормативного или по истечении продленного по результатам предыдущего диагностирования срока службы газопровода.

3.5. Внеочередное диагностирование проводится в случаях:

перевода газопровода на более высокое давление с подтверждением расчетом возможности такого перевода;

аварий, не связанных с механическим повреждением газопровода при проведении земляных работ;

воздействия неблагоприятных внешних факторов, которые приводят к деформации грунта, выводящей газопровод за пределы нормативного радиуса упругого изгиба (если R < 500 D, где D — наружный диаметр газопровода);

после землетрясения силой свыше 6 баллов.

3.6. Для получения информации о динамике изменения характеристик свойств металла и изоляционного покрытия, используемых для расчета остаточного срока службы газопровода, необходимо предусматривать для строящихся газопроводов в местах с наиболее тяжелыми условиями эксплуатации устройство базовых шурфов на стадии строительства, для действующих газопроводов — в процессе диагностирования, в том числе в местах, предусмотренных п. 4.4.3 настоящей Инструкции.

Конкретные места базовых шурфов и их количество следует определять:

для вновь сооружаемых подземных газопроводов — в соответствии со строительными нормами и правилами;

для действующих газопроводов при проведении планового или внеочередного диагностирования и отсутствия базового шурфа — в шурфе или в одном из шурфов, вскрытом (вскрытых) при техническом обследовании, в котором по результатам диагностирования газопровода установлен минимальный срок службы (при нескольких шурфах) в количестве одного базового шурфа на участок газопровода из одной партии труб, независимо от протяженности участка и назначения.

Для вводов газопроводов протяженностью до 200 м предусматривать базовые шурфы не требуется.

Если на действующем участке газопровода базовый шурф отсутствует, а по результатам бесшурфового обследования его технического состояния не требуется вскрытия грунта (шурфового диагностирования), размещение базового шурфа следует предусматривать на одном из самых неблагоприятных участков по условиям эксплуатации и воздействию внешних факторов, в том числе:

в местах, приведенных в п. 4.4.3;

при наличии грунтов с высокой агрессивностью, блуждающих токов и анодных зон;

в местах пересечений с инженерными коммуникациями канальной прокладки;

в местах поворотов газопроводов и выхода их из земли;

при наличии отказов, зафиксированных при предшествующих проверках, обследованиях и авариях.

3.7. В базовых шурфах строительной организацией должны быть определены фактические начальные характеристики газопровода:

для металла труб — временное сопротивление, предел текучести и при толщине стенки 5 мм и более — ударная вязкость, полученные по данным сертификатов заводов-изготовителей или при их отсутствии — по результатам лабораторных испытаний;

для изоляционного покрытия — переходное сопротивление и параметры, характеризующие адгезию.

Указанные характеристики должны быть зафиксированы в строительном, а также в техническом эксплуатационном паспорте газопровода (приложение А).

3.8. Рекомендуется совмещать диагностирование с техническим (приборным) обследованием газопроводов.

При диагностировании могут быть использованы данные технического обследования газопровода, срок проведения которого не превышает один год.

 

ДИАГНОСТИРОВАНИЕ

 

4.1. Плановое и внеочередное диагностирование производится в два этапа — без вскрытия грунта (бесшурфовое) и шурфовое.

Анализ результатов диагностирования, проводимый ГРО, осуществляется комиссией с оформлением актов (приложения А, Б). Анализ результатов диагностирования, проводимый экспертной организацией, имеющей соответствующую лицензию, осуществляется в порядке, предусмотренном Правилами проведения экспертизы промышленной безопасности (утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 06.11.98 № 64, зарегистрированы в Минюсте России 08.12.98, per. № 1656).

Плановое диагностирование газопровода проводится в последовательности, представленной на рис. 1, а именно:

анализ технической документации (проектной, строительной и эксплуатационной);

разработка программы диагностирования газопровода без вскрытия грунта;

диагностирование без вскрытия грунта;

диагностирование в базовом шурфе;

разработка программы шурфового диагностирования (при необходимости);

диагностирование по программе шурфового диагностирования;

определение технического состояния;

расчет остаточного срока службы, выдача заключения.

4.2. Анализ проектной, строительной и эксплуатационной документации осуществляется путем изучения всех сведений о техническом состоянии газопровода в объеме данных, предусмотренных техническим эксплуатационным паспортом подземного газопровода (приложение А).

В случае несоответствия существующего эксплуатационного технического паспорта по содержанию с паспортом, приведенным в приложении А, он дополняется недостающими формами и данными.

На стадии анализа технической документации прослеживаются динамика изменения защитных свойств изоляционного покрытия, режимы работы устройств электрохимической защиты, характер повреждений и аварий газопровода, выявленные при эксплуатации и в результате плановых приборных обследований.

Результаты анализа обобщаются и оформляются актом (приложение Б).

 

Анализ технической

документации

Разработка программы диагностирования без вскрытия грунта

Диагностирование

Проверка на

Проверка

Проверка

Выявление

Определение

без вскрытия

герметичность

работы ЭХЗ

состояния

участков аномалий

коррозионной

грунта

изоляции

металла

агрессивности среды

Разработка программы

Диагностирование в базовом шурфе

шурфового диагностирования

Шурфовое

Измерение

Определение

Определение

Контроль

Определение

Определение

Определение

Определение

диагности-рование

защитного потенциала

состояния изоляции

степени коррозионных

геометри-ческих

качества сварных

коррозионной агрессивности

физико-механических

напряженно-деформи-

повреждений

размеров

стыков

грунта и

свойств

рованного

трубы

наличие

металла

состояния

блуждающих токов

Определение технического состояния

Расчет остаточного срока службы, выдача заключения

 

Рис. 1. Схема планового диагностирования подземных газопроводов

4.3. Диагностирование без вскрытия грунта.

Программа диагностирования без вскрытия грунта составляется по результатам анализа документации и включает следующие разделы:

выбор технических средств диагностирования из перечня, приведенного в разделе 9 настоящей Инструкции;

проверку на герметичность в соответствии с порядком, предусмотренным подразделом 3.3 ПБ 12-368-00;

проверку эффективности работы электрохимической защиты (в соответствии с ПБ12-368-00);

проверку состояния изоляции (в соответствии с ПБ 12-368—00), в том числе наличия сквозных повреждений изоляции;

выявление участков газопровода с аномалиями металла труб [при наличии индикатора дефектов и напряжений (ИДН) (приложение В) или другими приборами (техническими устройствами), разрешенными к применению установленным порядком, позволяющими дистанционно выявить места коррозионных или иных повреждений труб, а также участки повышенных напряжений газопровода];

определение коррозионной агрессивности грунта и наличия блуждающих токов на участках с наиболее неблагоприятными условиями по этому показателю, зафиксированных при предшествующих проверках.

По полученным результатам диагностирования без вскрытия составляется акт (приложение Г) и производится шурфовое диагностирование газопровода в базовом шурфе. При необходимости разрабатывается программа закладки дополнительных шурфов (программа шурфового диагностирования).

4.4. Шурфовое диагностирование.

4.4.1. Если на действующем газопроводе отсутствует базовый шурф, место базового шурфа выбирается в одном из мест обнаружения наиболее значительной аномалии металла или сквозного повреждения изоляции и однозначно в случае их совпадения (критерием, подтверждающим наличие мест аномалий металла, для ИДН является всплеск параметров магнитного поля более чем на 20 % по сравнению с фоновым значением).

В случае если на диагностируемом участке газопровода указанных выше отклонений не обнаружено, место базового шурфа выбирается по результатам анализа технической документации с учетом требований п. 3.6.

Основными критериями необходимости разработки программы шурфового диагностирования являются: утечка газа, совпадение показаний приборов проверки состояния изоляции (АНПИ, АНТПИ и др.) с показаниями приборов определения аномалий металла (ИДН и др.), результаты анализа технической документации и совпадение повреждений изоляционного покрытия с местами высокой агрессивности грунта, наличие блуждающих токов.

При отсутствии прибора для обнаружения аномалий в металле труб и указанных выше отклонений, в том числе отказов в период эксплуатации, места шурфования и их количество следует предусматривать в соответствии с ПБ 12-368-00, как при приборном техническом обследовании действующих подземных газопроводов. Срок службы в этом случае принимается по результатам обследования в шурфе, в котором установлен минимальный срок службы трубопровода.

4.4.2. Программа шурфового диагностирования включает:

измерение поляризационного и (или) суммарного потенциала;

определение внешнего вида, толщины и свойств изоляционного покрытия (переходное сопротивление, адгезия);

определение состояния поверхности металла трубы (коррозионные повреждения, вмятины, риски и т. п.);

контроль геометрических размеров трубы (наружный диаметр, толщина стенки) при наличии коррозионных повреждений;

определение вида и размеров дефектов в сварных швах (монтажных и заводских), если они попали в зону шурфа, и при осмотре обнаружены отклонения от нормативных требований;

определение коррозионной агрессивности грунта и наличия блуждающих токов;

определение фактических значений временного сопротивления (s_вф), предела текучести (s_тф), при толщине стенки 5 мм и более — ударной вязкости* KCU (а _нф) металла, параметров НДС в кольцевом направлении.

________________

* Определение ударной вязкости металла является факультативным.

 

4.4.3. Механические и вязкостные свойства металла и НДС труб, приведенные в п. 4.4.2, следует определять и учитывать при назначении срока службы для газопроводов давлением свыше 0,6 МПа, а также независимо от давления для участков:

проложенных в грунтах II типа просадочности, чрезмерно и сильнопучинистых грунтах в зоне сезонного промерзания без отсыпки песчаным грунтом, вечномерзлых грунтах на участках их оттаивания, действующих оползней, территориях, на которых за время эксплуатации зафиксированы землетрясения силой 6 баллов и более или производились горные разработки;

на пересечениях с подводными переходами при меженном горизонте 75 м и более и при меньшей ширине, если по продолжительности подтопления и доступности не представляется возможным восстановить газопровод менее чем за сутки;

проявления аномалий в процессе эксплуатации (вспучивание и искривление трубопровода более нормативного, неоднократные продольные и поперечные перемещения, уменьшения до 0,6 м и менее глубины заложения в местах движения транспорта и других случаях по решению эксплуатирующей организации).

4.4.4. По результатам шурфового диагностирования:

составляется акт по форме 5 (приложение Д);

при необходимости производится ремонт;

по критериям предельного состояния, приведенным в разделе 5 настоящей Инструкции, производится расчет остаточного срока службы газопровода в соответствии с разделом 6 и приложением Е.

4.5. Внеочередное диагностирование.

ГРО устанавливает:

необходимость внеочередного диагностирования — с учетом требований п. 3.5;

объем работ по внеочередному диагностированию — в зависимости от выбора критериев предельного состояния, по которому определяется остаточный срок службы согласно настоящей Инструкции;

сроки проведения очередного диагностирования — исходя из результатов приборного обследования.

 

И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОДДЕРЖАНИЮ ЕГО

В РАБОТОСПОСОБНОМ СОСТОЯНИИ

 

Определение технического состояния газопровода проводится путем сравнения фактических значений параметров технического состояния с критическими значениями соответствующих параметров предельного состояния.

 

ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ГАЗОПРОВОДА

 

8.1. На выполненные работы по диагностированию технического состояния газопровода организация, их проводящая, составляет первичную документацию (акты, заключения, протоколы, таблицы, фотографии и др.), где отражаются все недостатки, обнаруженные повреждения и дефекты.

На основании первичной документации о результатах диагностирования, выполнения расчетов и при необходимости ремонта газопровода составляется отчет.

8.2. Отчет состоит из следующих разделов:

введение — краткая постановка задач;

основные сведения о диагностируемом газопроводе (конструкция, технология строительства, рабочие параметры эксплуатации, материал труб и изоляционного покрытия, оборудование ЭХЗ, грунтовые условия, сведения об эксплуатации, ремонте);

результаты анализа технической документации;

выводы и рекомендации по результатам предыдущих плановых обследований и диагностирования;

результаты текущего технического диагностирования;

специфические особенности эксплуатации (если таковые имели место);

результаты внеочередного диагностирования (если таковые проводились);

расчет остаточного срока службы;

заключение;

выводы и рекомендации с указанием причин, послуживших основанием для проведения или не проведения ремонта или реконструкции газопровода, а также указания о технических и организационных мероприятиях, необходимых для обеспечения дальнейшей безопасной эксплуатации.

8.3. Отчет (заключение по результатам диагностирования) оформляется установленным порядком и прикладывается к техническому эксплуатационному паспорту подземного газопровода (приложение А).

 

НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

 

В настоящем документе использованы ссылки на следующие нормативные документы.

ГОСТ 9.602—89. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии.

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

ГОСТ 380—94. Сталь углеродистая обыкновенного качества.

ГОСТ 1050—88. Прокат сортовой, калиброванный, со специальной отделкой поверхности из углеродистой качественной конструкционной стали. Общие технические условия.

ГОСТ Р 51164—98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

ГОСТ 9454—78. Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах.

ГОСТ 10006—80. Трубы металлические. Методы испытания на растяжение.

ГОСТ 5542—87. Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия.

ГОСТ 20448—90. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия.

ГОСТ 25100—95. Грунты. Классификация.

Правила безопасности в газовом хозяйстве (ПБ 12-368-00), утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 26.05.00 № 27, прошли юридическую экспертизу Минюста России (письмо от 30.06.00 № 5165-ЭР).

Правила проведения экспертизы промышленной безопасности, утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 06.11.98 № 64, зарегистрированы в Минюсте России 08.12.98, peг.№ 1656.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ А

 

Оборудование газопровода

Участок газопро-вода — пикет (ПК)	Назна-чение	Тип установки	Наиме-нование (марка)	Уловный проход	Материал основных элементов	Норма-тивный документ (проект)	Дата установки и замены

 

Примечание. В графе «Тип установки» указать: в колодце, в помещении, на открытом воздухе, подземно.

 

Характеристики труб

Участок газо-провода (ПК)

Наруж-ный диаметр труб,

Тол-щина стенки, мм

Норма-тивный доку-мент на

Мар-ка стали

Дата и место вы-пуска

№ серти-фиката качества

Химический состав, %

Механические свойства

От

До

мм

трубы

(базо-вого шурфа)

С

Mn

Si

Р

S

sв, МПа

sт, МПа

d, %

KCU, Дж/см2

 

Примечания: 1. В графе «Участок газопровода» для ответвления заполняется только столбец «От».

2. В графах «Химический состав» и «Механические свойства» для базового шурфа указать реально измеренные значения, место шурфа отмечается записью в графе «Участок газопровода», столбец «До».

Характеристика грунта

Расположение по карте-схеме		Класс или тип грунта	Коррозионная
ПК	Протяженность, м	по ГОСТ 25100-95	активность

 

ПРОТОКОЛ №

АКТ

Данные измерений, мВ

 

t, мин		0	5	10	15	20	25	30	35	40	45	50	55	Примечание
1	U изм
	D U
...
10	U изм
	D U

 

Измерил__________________ Проверил ______________________

 

Протокол измерения смещения потенциала трубопровода

при определении опасного влияния переменного тока

Город ________________________________________________________________________

Вид подземного сооружения и пункта измерения ____________________________________

Дата__________________________________________________________________________

Время измерения: начало _________________________ конец _________________________

Тип и № прибора _______________________________________________________________

Измеренное значение стационарного потенциала вспомогательного электрода ВЭ относительно МЭС ________________________________________________________________

Данные измерений, мВ

 

t, мин		0	5		10	15	20	25	30		35	40	45	50	55	Примечание
1	U изм
	D U
...
10	U изм
	D U
Контрольная обработка измерений
Число измерений				Сумма мгновенных значений						Средняя величина							Среднее значение смещения

 

Измерил
Обработал		Проверил

 

Определяются зоны на газопроводе опасные и не опасные по блуждающим токам.

Г.4. Проверка состояния изоляции

 

На карте-схеме газопровода отмечаются места сквозных повреждений изоляции с привязкой их к местности.

Разрабатывается график переходного сопротивления (при наличии бесконтактной приборной техники).

Составляется протокол обнаружения сквозных повреждений.

 

Протокол обследования изоляционного покрытия газопровода на контакт с грунтом

 

№ сквозного повреждения	Привязка к местности	Вид повреждения

 

Г.5. Выявление участков газопровода с аномалиями металла труб

(при наличии прибора ИДН)

 

Разрабатывается схема газопровода с нанесением аномалий. Заполняется протокол обследования магнитометрическим прибором.

 

Протокол обследования магнитометрическим прибором ИДН

 

Показания индикатора		Привязка к местности	Примечание
Фоновое значение	Условные единицы шкалы

 

Примечание. В графе «Примечание» указывается протяженность аномалии, наличие помехообразующих сооружений.

 

Г.6. Общие выводы и заключение

 

По результатам диагностирования без вскрытия делаются общие выводы и предварительное заключение по техническому состоянию газопровода.

Составляется при необходимости план шурфового контроля.

Акт составила комиссия в составе:
	(должность, Ф.И.О., подпись)
	(должность, Ф.И.О., подпись)
	(должность, Ф.И.О., подпись)
	(должность, Ф.И.О., подпись)

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

Форма 5

Примеры расчета остаточного срока службы

 

Е.1. Расчет остаточного срока службы изоляционного покрытия

 

В результате диагностирования было определено:

газопровод из стальных труб наружным диаметром D = 0,219 м и толщиной стенки трубы    h = 0,006 м проложен в грунте средней коррозионной активнос