Процес оцінки залишкового ресурсу об’єкта підвищеної небезпеки та збільшення нормативного терміну його експлуатації

1. Процес оцінки залишкового ресурсу об'єкта підвищеної небезпеки (ОПН) та збільшення нормативного (амортизаційного) терміну його експлуатації, що включає операції дослідження механізмів пошкодження на ділянках, вузлах, системах ОПН, виявлення домінуючих видів пошкоджень, що суттєво впливають на ресурс експлуатації окремих ділянок, вузлів, систем ОПН, визначення характеристик матеріалу конструкцій, які в найбільшій мірі впливають на розвиток домінуючих видів пошкоджень, дослідження впливу зовнішніх факторів, які в найбільшій мірі впливають на можливість виникнення і розвитку пошкоджень, відображення результатів досліджень у технічній документації ОПН, дослідження ймовірності виникнення аварій і/або відмов від кожного виду пошкоджень, обчислення втрат від наслідків ймовірних аварій і/або відмов від кожного виду пошко Пропонована корисна модель відноситься до процесів і засобів оцінки залишкового ресурсу об'єкта підвищеної небезпеки (ОПН) та збільшення нормативного (амортизаційного) терміну його експлуатації шляхом дослідження ймовірності виникнення аварій і/або відмов і підготовки на основі цих досліджень плану компенсаційнореабілітаційних заходів, реалізація яких дозволяє Оператору ОПН підготувати Декларацію безпеки і джень, визначення ризику як добутку ймовірності виникнення аварій і/або відмов на їх наслідки, співставлення отриманих значень ризиків з допустимими у відповідності з чинними критеріями, підготовку плану компенсаційно-реабілітаційних заходів, реалізація яких дозволяє Оператору ОПН підготувати Декларацію безпеки і одержати від Контролюючого органу дозвіл на подальшу експлуатацію ОПН або дозвіл на продовження терміну експлуатації ОПН у випадку, коли встановлений раніше нормативний термін його експлуатації вичерпаний, оптимізацію витрат на обстеження ОПН по критерію економічної доцільності, коли вартість реалізації компенсаційно-реабілітаційних заходів по зменшенню ризику не перевищує вартості наслідків ймовірної аварії і/або відмови при збільшеному ризику. 2. Процес оцінки залишкового ресурсу об'єкта підвищеної небезпеки за п. 1, який відрізняється тим, що під час дослідження впливу зовнішніх факторів, які в найбільшій мірі впливають на можливість виникнення і розвитку пошкоджень на ділянках функціонування ОПН, виявляють імовірність та характер впливу природних факторів (зсув грунтів, повені, землетруси тощо) на зміну параметрів вузлів та систем ОПН. 3. Процес оцінки залишкового ресурсу об'єкта підвищеної небезпеки за п. 1, який відрізняється тим, що під час визначення характеристик матеріалу ОПН, які у найбільшій мірі впливають на розвиток домінуючих видів пошкоджень, виконують оцінку рівня пошкодження матеріалу чи його залишкової міцності. одержати від Контролюючого органу дозвіл на подальшу експлуатацію ОПН або дозвіл на продовження терміну експлуатації ОПН у випадку, коли встановлений раніше нормативний термін його експлуатації вичерпаний. До ОПН відносяться, зокрема, магістральні газо- та нафтопроводи. Авторам не відомі процеси та засоби комплексного визначення залишкового ресурсу ОПН та 00 to 4687 збільшення нормативного терміну його експлуатації, які б враховували вплив на ресурс ОПН різного роду та природи пошкоджень і відхилень експлуатаційних параметрів від їх проектних значень, тому у основу пропонованої корисної моделі поставлено задачу створення такого процесу, який би дозволив комплексно оцінити вплив різного роду пошкоджень на залишковий ресурс ОПН на основі вивчення і формалізації механізмів пошкоджень і на базі такої оцінки розробити план компенсаційно-реабілітаційних заходів, реалізація яких дозволила б отримати дозвіл на подальшу експлуатацію ОПН або дозвіл на продовження терміну експлуатації ОПН у випадку, коли встановлений раніше нормативний термін його експлуатації вичерпаний. Таким процесом повинно бути передбачено визначення послідовності і формалізація ряду процедур, пов'язаних з експлуатацією ОПН, які є строго регламентованими для Оператора та Контролюючого органа і здійснення яких забезпечує необхідну надійність експлуатації ОПН. Згідно з Законом України "Про об'єкти підвищеної небезпеки" попередження аварій, а також профілактика і компенсаційно-реабілітаційна політика здійснюється шляхом виконання процедур: 1. Обов'язковий облік (ідентифікація ОПН); 2. Складання Декларації безпеки, 3. Страхування матеріальних збитків та шкоди, заподіяної громадянам можливою аварією Основою Декларації безпеки (базового документа перелічених процедур) є вартість і кількість процедур обстеження поточного стану ОПН, на базі яких вона складається. Обстеженням передбачається ідентифікація пошкоджень, що викликають зменшення несучої здатності ОПН внаслідок різного роду та природи дефектів, деградації фізико-механічних характеристик матеріалу, зміни початкової геометрії конструкцій та проектних параметрів систем ОПН. В кінцевому випадку ці дефекти та зміни можуть призводити до аварії і/або відмови ОПН. Поставлена задача вирішується використанням пропонованого процесу визначення залишкового ресурсу ОПН та збільшення нормативного терміну його експлуатації, що включає операції дослідження механізмів пошкодження на ділянках, вузлах, системах ОПН; виявлення домінуючих видів пошкоджень, що суттєво впливають на ресурс експлуатації окремих ділянок, вузлів, систем ОПН; визначення характеристик матеріалу конструкцій, які у найбільшій мірі впливають на розвиток домінуючих видів пошкоджень, дослідження впливу зовнішніх факторів, які в найбільшій мірі впливають на можливість виникнення і розвитку пошкоджень; відображення результатів досліджень у технічній документації ОПН (у випадку ОПН підвищеної складності, яким є, наприклад, мережа магістральних газопроводів, здійснюється комплекс робіт з удосконалення діючої Системи паспортизації), дослідження ймовірності виникнення аварій і/або відмов від кожного виду пошкоджень; обчислення наслідків ймовірних аварій і/або відмов від кожного виду пошкоджень; визначення ризику, як добутку ймовірності виникнення аварій і/або відмов на їх наслідки, співставлення отриманих значень ризиків з допустимими у відпо відності з чинними критеріями; підготовку плану компенсаційно-реабілітаційних заходів, реалізація яких дозволяє Оператору підготовити Декларацію безпеки і одержати від Контролюючого органу дозвіл на подальшу експлуатацію ОПН або дозвіл на продовження терміну експлуатації ОПН у випадку, коли встановлений раніше нормативний термін його експлуатації вичерпаний; оптимізацію витрат на обстеження ОПН по критерію економічної доцільності, коли вартість реалізації компенсаційнореабілітаційних заходів по зменшенню ризику не перевищує вартості наслідків ймовірної аварії і/або відмови при збільшеному ризику. Здійснення Оператором перелічених процедур пропонованого Процесу на першому етапі регламентується чинними нормативно-технічними документами (НТД) різного рівня, згідно з якими окреслюється перелік сервісних процедур з визначення поточного технічного стану ОПН: Державний стандарт України (ДСТУ), Стандарт організації України (СОУ), Відомчі будівельні норми (ВБН), тощо. Кількість НТД та їх рівень визначається величиною допустимого ризику (Фіг.1). Другий етап Процесу зобов'язує Оператора внести відповідні зміни за результатами обстежень об'єкта на першому етапі в технічну документацію ОПН. У випадку ОПН підвищеної технічної складності, яким є, наприклад, мережа магістральних газопроводів, за результатами обстежень вносяться відповідні зміни в існуючу Систему паспортизації газотранспортної' мережі України. На другому етапі визначаються і реєструються не лише поточні значення всіх параметрів ОПН, а і тенденції змін параметрів у порівнянні з результатами попереднього обстеження (місяць, рік, два, три роки і т д тому назад). Матеріали, отримані на другому етапі, є базовими для використання на третьому етапі різних методів ризик-аналізу (Фіг 1) У випадку недопустимого ризику виникає необхідність збільшення обсягу робіт на першому етапі Іншими словами, Оператор за результатами робіт третього етапу оптимізує обсяги робіт з обстеження ОПН в залежності від витрат на ризик. На четвертому етапі Оператор узагальнює результати робіт етапів 1-3 шляхом розробки плану компенсаційно-реабілітаційних заходів забезпечення надійної експлуатації ОПН На п'ятому етапі на основі плану заходів Оператор складає Декларацію безпеки, яка після узгодження з Контролюючим органом є офіційним дозволом на подальшу експлуатацію ОПН або дозволом на продовження терміну експлуатації ОПН у випадку, коли встановлений раніше нормативний термін його експлуатації вичерпаний Загальна схема пропонованого Процесу показана на Фіг.1. Моніторинг реалізації плану заходів здійснює Оператор разом з Контролюючим органом. Особливістю пропонованого процесу є і те, що під час дослідження впливу зовнішніх факторів, які в найбільшій мірі впливають на можливість виникнення і розвитку пошкоджень, на ділянках функціонування ОПН виявляють імовірність та характер впливу природних факторів (зсув грунтів, повені, землетруси тощо) на зміну параметрів вузлів та систем ОПН. 4687 Особливістю пропонованого процесу є також і те, що під час визначення характеристик матеріалу ОПН, які у найбільшій мірі впливають на розвиток домінуючих видів пошкоджень, виконують оцінку рівня деградації властивостей матеріалу чи його залишкової міцності. Ще однією особливістю пропонованого процесу є те, що Оператор має змогу регулювати кількість актів нормативно-технічної документації, що використовуються для обстеження, співставляючи вартість обстеження з допустимим значенням ризику. Суть пропозиції пояснюється за допомогою графічних матеріалів, а саме, на Фіг.1 показано схематично показано пропонований процес. При цьому цифрами 1-5 позначені етапи процесу оцінки залишкового ресурсу об'єкта підвищеної небезпеки та збільшення нормативного терміну його експлуатації: 1 - виконання стандартних процедур обстеження ОПН в рамках офіційних нормативнотехнічних документів різного рівня; 2 - реєстрація даних оцінки в технічній документації на об'єкт; 3 - аналіз отриманих результатів і визначення ймовірності відмов та їх наслідків; 4 розробка плану компенсаційнореабілітаційних заходів; 5 - підготовка Декларації безпеки та узгодження її з Контролюючим органом. на Фіг.2, 3 та 4 показано процес визначення залишкового ресурсу ОПН та збільшення нормативного терміну його експлуатації; на Фіг.5 показана схема процедури продовження ресурсу газопроводу. Приклад. Розглянемо приклад застосування пропонованого процесу визначення залишкового ресурсу ОПН та збільшення нормативного терміну його експлуатації для ділянки діючого магістрального газопроводу довжиною 120 км. Хоча при оцінці ризику необхідно розглядати всі пошкоджуючі фактори, в даному прикладі обмежимося лише аналізом корозійних дефектів, як такими, що по статистиці найбільше впливають на надійність газопроводу. Діагностичні обстеження згаданої ділянки магістрального газопроводу виконували з допомогою інтелектуального поршня фірми "Розен", що шляхом внутрішньо трубної інспекції надає інформацію про наявні дефекти в газопроводі (їх місцезнаходження на трубопроводі, та розміри). Інформація про ці дефекти заноситься в існуючу комп'ютерну систему паспортизації, де міститься інформація щодо інших параметрів, які можуть впливати на швидкість поширення існуючих дефектів і на критичний стан газопроводу (розподіл температури і тиску по довжині, характеристики активного і пасивного захисту від корозії, інформація про агресивність грунтів, стан і вид ізоляції тощо). Інтелектуальний поршень характеризується тим, що: - по-перше, він виявляє не всі дефекти, а приблизно 70% від всього числа існуючих в трубопроводі. Тому при оцінці стану трубопроводу треба розглядати не тільки виявлені конкретні 230 дефектів, зафіксованих поршнем, але і ввести в розгляд додаткові, так звані "статистичне розмиті", які роз міщені по довжині труби з певною імовірністю: 2300,3/70=98,6«100 дефектів; - по-друге, реальні розміри виявлених дефектів можуть відрізнятися від задокументованих, оскільки довжина і глибина дефекту, згідно з документацією поршня, виявляються з певною статистичною похибкою. Так для глибини дефекту точність заміру при гарантованому 80% рівні становить приблизно 20% від товщини стінки. Для довжини аналогічний показник становить 18 мм. При аналізі "статистичне розмитих" 100 дефектів виникають дві проблеми. Перша - необхідно визначити геометричні розміри цих дефектів. Вони визначаються на основі інформації про розподіл розмірів виявлених 230 дефектів. Розміри цих дефектів розглядаються як певна генеральна сукупність, якій задовольняє і розподіл розмірів невиявлених дефектів. Наприклад, для глибини дефектів на основі статистичної інформації побудована гістограма розподілу (Фіг.2), і на її основі запропонований логнормальний імовірнісний закон розподілу з конкретними значеннями середнього і дисперсії. Друга проблема полягає в тому, де розмістити ці дефекти. Найпростіший варіант - рахувати, що імовірність розподілу цих дефектів по довжині трубопроводу однакова і становить 100/120=0,833 деф/км=8,ЗЗЮ"4деф/м. Проте на основі експертних оцінок можна встановити вагові коефіцієнти для імовірності находження цих дефектів по довжині трубопроводу, що враховують розподіл грунтів, тисків, температур, інших факторів по довжині трубопроводу. Інший варіант, знову ж таки використати дані про виявлені 230 дефектів, використовуючи певні математичні моделі і інформацію про розміщення факторів, які впливають на корозію, розрахувати ці вагові коефіцієнти. Що стосується реальних дефектів, то їх розміри необхідно розглядати як імовірнісні величини, середнє значення яких співпадає зі значенням, отриманим поршнем, а дисперсія визначається наведеною вище характеристикою поршня. Визначали характеристики матеріалу магістрального трубопроводу (сталь Х42), які у найбільшій мірі впливали на розвиток корозійних дефектів, як домінуючих видів пошкоджень. Такими характеристиками, зокрема, є межа міцності і межа текучості матеріалу. Характеристики матеріалу також мають певний розкид даних і можуть бути описані ймовірнісними розподілами, (див. Фіг.З) так само як і розміри труби, наприклад, товщина стінки (див. Фіг.4) та зовнішні впливи і навантажування. Для формалізації механізму корозійного пошкодження використовували наступний закон розвитку корозійного дефекту в часі: da A dT = 1 + B . a ' t da dt ~ Ц dT ' де а і І відповідно глибина і довжина дефекту, Т - час, t - товщина труби, а константи А (мм), В і ц визначаються по корозійному стану, який може задаватись таблично (див. таблицю 1). 4687 Таблиця 1 " -— Корозійний стан Легкий 1 Середній 2 Сильний 3 Дуже сильний 4 Константи — А (мм) В до до до до 1 1 0 0 0,10 0,20 0,25 0,35 5 5 5 5 * корозія відсутня Класифікацію ділянок трубопроводу за ступенем корозійного стану, тобто за швидкістю поширення корозії встановлюють або на основі експертних оцінок з врахуванням інформації, що міститься в системі паспортизації, або шляхом кореляції розрахункових глибин дефектів з даними таблиці 1 Розбивку трубопроводу на ділянки здійснювали таким чином, щоб в межах однієї ділянки всі основні параметри, що визначають величину ризику (тиск, імовірність наявності дефекту, швидкість його росту, наслідки відмови) були більшменш однаковими Всі наведені вище дані достатні для розрахунку імовірності руйнування корозійних дефектів Досліджували ймовірність виникнення аварій і/або відмов від корозійного пошкодження ділянки газопроводу 120 км за 5 років експлуатації від поточного моменту Отримані значення імовірності ділили на 5, щоб отримати середню імовірність відмови на рік за наступний п'ятирічний період (допустимі ризики нормуються з розрахунку на один рік) Розрахунки виникнення наскрізних дефектів або дефектів, що не задовольняють умові статичної МІЦНОСТІ (відмова ЦІЛІСНОСТІ трубопроводу) виконувались за нормами ВБН В 2 3-00018201 042000 "Розрахунки на МІЦНІСТЬ ДІЮЧИХ магістральних трубопроводів з дефектами" /Київ Держнафтогазпром - 2000 - 56 с/ Для цього використовували програму "Прочность ПРО" /Керівництво користувача Київ ТОВ "ТОРМЕН" - 2004 22 с /, що є комп'ютерним додатком зазначених Норм, яка дозволяє здійснювати розрахунок в імовірнісній постановці Отримано імовірнісний розподіл середньої за п'ять наступних років КІЛЬКОСТІ ВІДМОВ ВІД часу для кожної конкретної ділянки трубопроводу з врахуванням як реальних дефектів, так і гіпотетичних (статистично розмитих) дефектів Наслідки відмови для кожної ділянки обчислювались на основі реальних статистичних даних про наслідки подій, що мали місце в минулому, а також на основі економічного аналізу і аналізу, основаного на фізичних моделях сценаріїв протікання аварій На основі отриманих даних про імовірність і наслідки був визначений ризик, як добуток імовірності виникнення аварій і/або відмов на їх наслідки В крайніх правих колонках таблиці 2 представлені результати розрахунку соціальних Re та економічних Re ризиків для елементарних ділянок і для трубопроводу в цілому Отримані значення соціальних ризиків були співставлені з допустимими у ВІДПОВІДНОСТІ З ЧИН НИМИ критеріями /Методика визначення ризиків та їх прийнятних рівнів для декларування безпеки об'єктів підвищеної небезпеки Наказ №637 Міністерства праці та соціальної політики від 04 12 2002/ В даному випадку вони перевищують допустиме значення Rc>10" і дорівнюють 1.67Е05 Отриманий результат є підставою для прийняття рішення щодо умов подальшої експлуатації та ремонтів, які полягають у виконанні планових заходів, що регламентуються СТП 320 30019801018-2000 "Правила технічної експлуатації магістральних газопроводів" /Київ ДК Укртрансгаз - 2000 -150 с / Оскільки розрахункові ризики в даному випадку перевищують допустимі, встановлені ВІДПОВІДНИМИ нормативними документами, слід розробити план компенсаційно-реабілітаційних заходів з підвищення надійності ДІЛЬНИЦІ газопроводу - за СТП 320 30019801 069-2003 "Магістральні газопроводи Типовий регламент технічного обслуговування і ремонту переходів повітряних, підземних через автомобільні дороги та залізниці, переїздів через газопроводи"/Київ ДК Укртрансгаз - 2003 - 6 1 с / Таблиця 2 № 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Характе ристика ділянки км довжина, кінець L 1764,664 1766,553 1,88912 1766,553 1768,253 1,7 1768,253 1773 665 5 41184 1773,665 1782,444 8 7791 1782,444 1783 644 12 1783,644 1787 282 3 6377 1787,282 1788,582 1,3 1788,582 1791,717 9,13485 1797,717 1799,417 7,7 1799,417 1806,417 7 початок р г max, кг/см 2 74 72,46 73 39 72,5 74,4 75,04 73,57 72,1 73,5 71,2 Надійність, Hf 0 999992096 0,999993612 0,999992721 0,999993575 0,999991668 0 999990954 0 99999254 0 999993936 0,999992611 0,999994697 Ймовірність руйнування, Vf 7 904Е-06 6.38827Е-06 7,27865Е-06 6 425Е-06 8 33184Е-06 9 04567Е-06 7 45978Е-06 6 06404Е-06 7.389Е-06 5.30336Е-06 Ймовірність дефекту, Vd 1 89 1 89 1,89 1,89 1,89 1,89 1,89 1 89 1 89 1,89 і іитома ймовірність Vf-Vd 1,49689Е-05 1,20984Е-05 1.37846Е-05 1,2168Е-05 1,57792Е-05 1.71311Е-05 1,41277Е-05 1,14843Е-05 1,39936Е-05 1,00437Е-05 Ймовірність руйн ділянки, Vf Vd L 2 83Е-05 2.06Е-05 7 46Е-05 1,07Е-05 1,89Е-05 6.23Е-05 1,84Е-05 1,05Е-04 2.38Е-05 7.03Е-05 4687 10 Продовження таблиці 2 № 11 12 13 14 Характе ристика ділянки, км довжина, кінець початок L 1806,417 1808,979 2,56288 1808,979 1819,892 10,91278 1819 892 1898,884 78,99147 1898 884 1944 193 45,30964 Ртах, кг/см 2 74,2 71,05 69,5 67 Надійність, Hf 0,999991884 0 999994816 0,999995939 0,999997304 Під час підготовки плану компенсаційнореабілітаційних заходів приймаємо до уваги наступне - нормативний (амортизаційний) термін експлуатації газопроводу (33 роки) вичерпаний (пуск газопроводу в експлуатацію був здійснений в 1971 році), - план заходів має дати підставу для продовження нормативного терміну експлуатації газопроводу на 5 років, - отримані ризики мають дві компоненти перша пов'язана з реальними дефектами, для яких зменшення ризику можливе при виконанні ремонтних робіт, або в деяких випадках шляхом уточнення розмірів дефектів, наприклад, при шурфуванні, друга компонента ризику пов'язана з гіпотетичними дефектами і для її зменшення необхідно провести додаткові діагностичні дослідження, - регламент підготовки щорічних компенсаційно-реабілітаційних заходів Виконані розрахунки показали, що для збіль Ймовірність руйнування, Vf 8.11616Е-06 5,18351 Е-06 4,061 Е-06 2 696Е-06 Ймовірність дефекту, Vd 1,89 1,89 1,89 1 89 Питома ймовірність Vf-Vd 1,53707Е-05 9,81676Е-06 7,6909Е-06 5 1058Е-06 Разом Ймовірність руйн ділянки, Vf Vd L 3,94Е-05 1,07Е-04 6.08Е-04 2,31 Е-04 0,00151 шення нормативного терміну експлуатації газопроводу на 5 років необхідно здійснити заміну труб на дільницях №12 та №15 Також рекомендується на перших трьох дільницях та на ДІЛЬНИЦІ №13 провести додаткові діагностичні обстеження Що стосується економічного ризику, то він не регламентуються наглядовими органами і його величина використовується для оптимізацм економічної ДІЯЛЬНОСТІ і вибору реабілітаційних заходів По критерію мінімізації витрат для забезпечення задовільних рівнів ризику здійснюється оптимізація програми заходів (їх тип і об'єм) на основі відомої їх вартості та розподілу ризиків вздовж трубопроводу Виконання плану заходів вважається доцільним, якщо витрати на їх виконання не перевищуватимуть величини витрат у разі відмови при зменшеному ризику При цьому заходи з підвищення надійності ДІЛЬНИЦІ газопроводу (зменшення ризику аварії і/або відмови) можна оптимізувати по типах, об'ємах та місцях проведення на трубопроводі Таблиця З Характеристика ділянки, км № 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Разом Разом початої кінець довжина кг/см2 Короз показник 0,0 12,8 23,8 24,3 27,0 27,3 27,7 36,0 36,4 48,2 51,0 66,3 67,3 88,0 88,3 89,3 107,5 109,1 12,8 23,8 24,3 27,0 27,3 27,7 36,0 36,4 48,2 51,0 66,3 67,3 88,0 88,3 89,3 107,5 109,1 120,0 12,8 11,0 0,5 2,7 0,3 0,4 8,3 0,4 11,8 2,8 15,3 1,0 20,7 0,3 1,0 18,2 1,6 10,9 78,0 77,3 76,1 75,2 73,8 75,7 73,7 74,3 75,0 72,6 70,0 63,9 61,5 52,9 55,7 54,7 44,5 42,5 2 2 2 2 1 2 2 2 3 2 2 4 2 2 4 2 1 1 г max, В таблиці 3 представлені результати розрахунку соціальних Re та економічних Re ризиків для елементарних ділянок трубопроводу після реалі Прогнозований ризик економічний соціальний гіпотегіпотетиреальний реальний тичний чний 1,5Е-07 117,39 45,39 7.0Е-08 112,52 2.1Е-07 23,78 6.0Е-08 3,23 2.4Е-07 0,73 4,0Е-08 32,59 12,22 9,8Е-08 3,7Е-08 0,00 0,0Е+00 0,60 4,0Е-08 5,39 3.7Е-07 1,2Е-07 1,80 276,36 3,4Е-07 1,2Е-07 100,60 4,27 1,42 3.8Е-07 1,ЗЕ-07 182,78 3.7Е-07 89,86 1,8Е-07 0,00 11,28 0.0Е+00 5,1Е-08 266,30 121,26 8.2Е-07 3.7Е-07 0,00 0,00 0.0Е+00 0.0Е+00 553,24 244,70 1 ,ЗЕ-06 5.6Е-07 0,00 0,98 0.0Е+00 3.9Е-08 0.0Е+00 0,00 0,00 0.0Е+00 9,6Е-07 404,05 175,09 4,1Е-07 2,84 2.0Е-08 2,13 2.6Е-08 1,4Е-07 48,32 7.9Е-08 85,11 2045,36 880,87 5.4Е-06 2.3Е-06 2926,23 7.7Е-06 зації плану компенсаційно-реабілітаційних заходів На основі підготовленого плану компенсаційно-реабілітаційних заходів складаємо Декларацію 11 4687 12 безпеки. Після узгодження Декларації безпеки з п'яти наступних років. Схема процесу продовженКонтролюючим органом Оператор дістає право на ня ресурсу на основі розробленої Декларації безподальшу експлуатацію газопроводу протягом пеки показана на Фіг.5. ДСТУ-2 ДСТУ-1 1 І 1 1 ДСТУ-N ДСТУ-3 і г Паспортизація і2 Ризик - аналіз 3 і План компенсаційно ff 4 Страховка ризику реабгнітаційних заходів Декларація 5 безпеки Фіг. 1 1 ЕШИ кь. н і й , рої ІІиЛГІ) дефе&лш " и • А Л вії * ~ * розраху 11 ни ты ™™ ро'^иолш^ т 5—:—™|— - - С ^ -1 — Фіг. 2 .и.—» | — _ •''• • • і zft L2SV 15 4687 16 Продовження ресурсу Продовження ресурсу {Регулюючий орган) і Аудит Декларації Безпеки {Третя сторона) Фіг. 5 Комп'ютерна верстка А Крулевский Підписне Тираж 37 прим. Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул Урицького, 45, м Київ, МСП, 03680, Україна ДП "Український інститут промислової власності", вул. Глазунова, 1, м Київ - 4 2 , 01601