Акт технического освидетельствования трубопровода — это основной документ, подтверждающий соответствие состояния линейной части трубопроводного транспорта требованиям промышленной безопасности и техническим регламентам․ Без подписанного акта невозможно ввод в эксплуатацию после строительства, реконструкции, капитального ремонта или продолжение эксплуатации после плановой проверки․

В статье подробно разбираем структуру акта, нормативную базу актуальную на , порядок заполнения и распространенные ошибки․

Нормативная правовая основа (актуально на 2026 год)

Форма и порядок проведения технического освидетельствования жестко регламентированы․ Ключевые документы:

• Постановление Правительства РФ от № 937 «Об утверждении Правил технического освидетельствования объектов трубопроводного транспорта» (с изм․ и доп․)․ Именно подпункт «в» пункта 2 данного постановления определяет перечень объектов, подлежащих обязательному освидетельствованию․
• Федеральный закон от № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (ст․ 14, 15)․
• ПБ 03-605-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации нефтепроводов» (утв․ Приказом Ростехнадзора от № 235)․
• ПБ 03-585-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации магистральных газопроводов» (утв․ Приказом Ростехнадзора от № 236)․
• ГОСТ 31938-2012 «Трубопроводы стальные․ Техническое освидетельствование․ Общие требования»․
• РД 09-627-03 «Методика проведения технического освидетельствования трубопроводов» (утв․ Приказом Ростехнадзора от № 94, применяется в части, не противоречащей актуальным ПБ)․

> Важно: Единой унифицированной формы акта (как бланка строгой отчетности) на федеральном уровне не существует․ Организация-эксплуатант разрабатывает собственную форму акта (утверждает её локальным нормативным актом, Приказом/Распоряжением), опираясь на требования ПБ 03-605-03 / ПБ 03-585-03 и ГОСТ 31938-2012․ Форма должна содержать все обязательные реквизиты, перечисленные ниже․

Структура и обязательные реквизиты акта

Согласно п․ 24 Правил (Постановление № 937) и ГОСТ 31938-2012, акт должен содержать следующие блоки информации:

Шапка документа

• Наименование документа: «Акт технического освидетельствования трубопровода»․
• Номер и дата составления (место: населенный пункт, улица , дом )․
• Наименование организации-эксплуатанта (например, ООО «нефтегазсервис» / ФИО ИП И․И․)․
• Наименование объекта трубопроводного транспорта (ОТТ) и его регистрационный номер в реестре Ростехнадзора (если ОТТ зарегистрирован как ОПО)․

Основание для проведения освидетельствования

• Номер и дата приказа/распоряжения руководителя организации о проведении освидетельствования․
• Цель: ввод в эксплуатацию после строительства / после кап; ремонта / плановое / внеплановое / после консервации․

Состав комиссии

Комиссия формируется приказом руководителя организации․ В акте указываются ФИО, должность, подпись и расшифровка подписи каждого члена:

• Председатель (обычно технический директор или главный инженер организации — * В․В․);
• Члены комиссии: представители службы ПБ, НДТ-специалисты, сварщики (наивысшего разряда), представитель проектной организации (при вводе в эксплуатацию), представитель подрядчика (при строительстве/ремонте), представитель Ростехнадзора (при освидетельствовании ОПО I/II класса — по согласованию)․
• Секретарь комиссии (обычно инженер по ПБ — * А․С․)․

Характеристика освидетельствуемого участка

Перечень выполненных работ и проверок (Суть акта)

Это самый объемный раздел․ Фиксируются результаты:

1. Визуальный осмотр (ВК): состояние изоляции (ПЭ, ППМ, битюмастик), наличие коррозии, дефектов сварных швов, состояние опор, анодной заземки, КЗ, маркировки, лесополоса/полоса отвода․
2. Измерения толщины стенок (УЗК): результаты контроля по сетке (обычно каждые 10-20 м и в зонах риска)․ Указывается минимальная найденная толщина, остаточный ресурс․
3. Рентген/гамма-контроль сварных швов: процент контроля (100% для I кат․, выборочно для др․), результаты (соответствует/не соответствует)․ Номера актов РК/ГК прилагаются․
4. Гидроиспытание (для ввода в экспл․ или после кап․ ремонта): давление испытания, время выдержки, результаты (падение давления, течь)․ Номер протокола гидроиспытания․
5. Проверка КЗ (Катодной защиты): потенциалы «труба-грунт» (опорные точки), работоспособность станций КЗ, изоляционных вставок․
6. Инспекция внутренней поверхности (ВИК/ПИК/СГД): результаты прохождения диагностического скрабера (если проводилось)․
7. Проверка аварийной арматуры, КИПиА, связи, ПАС: работоспособность, сроки поверки․

Выявленные несоответствия (Дефектная ведомость)

Если дефекты есть, они заносятся в таблицу (или оформляется отдельный Приложение — Дефектная ведомость № *)․

• Номер дефекта / Пикет / Сторона трубы․
• Тип дефекта (коррозия, вмятина, трещина, несплав, нарушение изоляции)․
• Габариты (глубина, длина, ширина)․
• Оценка по критериям пригодности (ПБ, ГОСТ, НТД)․
• Требуемое действие: устранение до ввода / контроль в эксплуатации / снижение давления․

Формулировки строго определены:

• Пригоден к эксплуатации (без замечаний)․
• Пригоден к эксплуатации с замечаниями (список замечаний с сроками устранения, ответственными *)․
• Пригоден к эксплуатации по сниженному давлению (указать значение Рраб, МПа, обоснование расчетом на прочность)․
• Непригоден к эксплуатации (требуется капитальный ремонт/замена участка/вывод из эксплуатации)․

Приложения (неотъемлемая часть акта)

• Схема участка с нанесением дефектов / точек УЗК / швов РК․
• Копии протоколов НДТ (УЗК, РК, ГК, МК, ВК)․
• Протокол гидроиспытания (если проводилось)․
• Акт проверки КЗ․
• Расчет на прочность/остаточный ресурс (при снижении давлении или выявлении дефектов)․
• Фотоматериалы (обязательно с датой/геолокацией)․

Образец заполнения ключевых полей (Пример)

АКТ ТЕХНИЧЕСКОГО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДА
№ 145/ТО-2026 от 09 июня 2026 г․ г․ -ск, ул․ Промышленная, д․ 

ОРГАНИЗАЦИЯ-ЭКСПЛУАТАНТ: ООО «ТрансНефтьСервис-Юг»
ОБЪЕКТ: Нефтепровод НП-12 «Северный» (Рег․ номер ОПО: *-77/00456)
УЧАСТОК: Пикеты 10+00 – 25+40 (Длина 1540 м), Д530х10, Сталь 17Г1С-УХЛ, Категория II

ОСНОВАНИЕ: Приказ ГИ ООО «ТНС-Юг» № 88-ОД от г․ «О проведении планового ТО»․
ЦЕЛЬ: Плановое техническое освидетельствование (срок действия пред․ акта истек )․

СОСТАВ КОМИССИИ (Приказ № 88-ОД):
Председатель: Главный инженер ООО «ТНС-Юг» * В․В․ /подпись/ * В․В․
Член: Нач․ отд․ ПБ * П․С․ /подпись/ * П․С․
Член: Инженер НДТ (УЗК, 3 уровень) * К․А․ /подпись/ * К․А․ (Свидетельство № -12345)
Член: Мастер участка КЗ  С․М․ /подпись/ * С․М․
Секретарь: Инженер по ПБ * А․С․ /подпись/ * А․С․

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОВЕРОК:
ВК: Изоляция ППМ на 95% участка в удовл․ сост․ На пик․ 12+50 – 13+10 выявлено отслаивание ППМ (см․ дефект․ ведомость № 1)․
УЗК: Контроль 100% сварных швов + сетка 10м․ Мин․ толщина 9․2 мм (ном․ 10 мм)․ Допуск по ПБ 03-605-03 не превышен․ Рез․ ресурс > 10 лет․
РК: 100% швов (Категория II)․ Брак не выявлен․ Акт РК № 45 от ․
КЗ: Потенциалы в норме (-0․85․․․-1․10 В)․ СКЗ исправна․ Акт проверки КЗ № 12 от ․
Гидроиспытание: Не проводилось (плановое ТО действующего трубопровода)․

ВЫЯВЛЕННЫЕ НЕСООТВЕТСТВИЯ (Дефектная ведомость № 1 к Акту):
Пик․ 12+50 (верх․ генератрикс): Отслаивание ППМ, длина 60 м․ Коррозия поверхностная (глубина до 0․3 мм)․ Требуется ремонт изоляции до ․ Отв․ * С․М․
Пик․ 18+20 (сварной шов № 45): Несплав корневого прохода (РК), длина 30 мм․ Категория дефекта: недопустимая․ Требуется вырезка и переварка до ввода в экспл․ Отв․ Бригада № 3 (нач․ * И․К․)․
Участок нефтепровода НП-12 пикеты 10+00–25+40 ПРИГОДЕН К ЭКСПЛУАТАЦИИ С ЗАМЕЧАНИЯМИ․
Срок устранения замечаний: до (п․1), до (п․2)․
После устранения замечания п․2 — составление акта повторного освидетельствования участка пик․ 18+00–18+50․

Председатель: * В;В․ /____________/
Члены: * П․С․ /____________/ * К․А․ /____________/ * С․М; /____________/
Секретарь: * А․С․ /____________/

М․П․ (При наличии печати организации)

Особенности для разных категорий трубопроводов и целей

Ввод в эксплуатацию после строительства/реконструкции (ПБ 03-605-03 п․ 1․13, ПБ 03-585-03 п․ 1․14)

• Обязательно гидроиспытание (пневмоиспытание для газопроводов по согласованию)․
• 100% НДТ сварных швов (РК/ГК/УЗК)․
• Проверка геометрии трассы (профилеметрия)․
• Наличие акта сдачи-приемки скрытых работ (изоляция, заземление)․
• Экспертиза проектной документации (заключение эксперта)․
• Акт подписывается представителем застройщика, проектной организации, подрядчика, эксплуатанта․

Плановое освидетельствование действующего трубопровода

• Периодичность: согласно ПБ (обычно 1 раз в 5 лет для I-II кат․, 1 раз в 3 года для III-IV кат․ или по результатам РБА)․
• Гидроиспытание не обязательно (проводится по решению комиссии или если есть сомнения в прочности)․
• Акцент на УЗК (динамика коррозии), КЗ, состояние изоляции, СГД (если есть доступ)․
• Сравнение с данными прошлого освидетельствования (тренд износа)․

После аварии / аварийного восстановления

• Проведение в сжатые сроки (в течение суток после устранения аварии);
• Обязательное гидроиспытание замененного участка․
• Акт является основанием для снятия режима ЧС / аварийного режима․

Электронный документооборот и хранение (2026 год)

С 2024-2025 гг․ большинство крупных операторов (Транснефть, Газпром, Роснефть и др․) перешли на электронные акты в системах ЭДО (СБИС, Диадок, Контур, корпоративные ПО типа «ЭнергоАкт», «Трубопровод-Эксперт»)․

• Акт подписывается усиленной квалифицированной электронной подписью (УКЭП) всех членов комиссии․
• Оригинал хранится в ЭДО/ЭДМ организации не менее 10 лет (срок хранения документации по ПБ)․
• В Ростехнадзор предоставляется по требованию (при проверках, расследованиях) в виде электронной копии, заверенной УКЭП ответственного лица․
• Регистрация акта в журнале учета освидетельствований (электронном) обязательна․

Типичные ошибки и риски при проверках Ростехнадзора

1. Отсутствие ссылки на НТД (Нормативно-техническую документацию): Акт пишут «соответствует», но не указывают, по какому именно документу (ГОСТ, ПБ, ТУ, РД) оценивался дефект․
2. Неполный состав комиссии: Нет специалиста по НДТ нужного уровня (3 уровень для РК/УЗК методик), нет представителя КЗ, нет секретаря․
3. Формализм в дефектной ведомости: «Коррозия есть» без привязки к пикетам, без габаритов, без оценки остаточной прочности;
4. Игнорирование результатов СГД/ВИК: Если диагностика проводилась, ее результаты обязательно должны быть проанализированы и отражены в акте (п․ 22 Правил № 937)․
5. Отсутствие расчета на прочность при снижении давлении: Если комиссия решила «снизить давление до 4․5 МПа», в приложениях обязательно должен быть расчет обосновывающий это значение (по РД 10-579-03 или API 579 / ASME B31G)․
6. Просрочка проведения: Плановое ТО не проведено в срок, установленный предыдущим актом или ПБ․ Это грубое нарушение ст․ 9․1 КоАП РФ (штрафы на юрлица до 1 млн руб․, приостановка деятельности до 90 суток)․

Чек-лист перед подписанием акта (для секретаря/председателя)

• [ ] Все члены комиссии, указанные в Приказе, подписали акт (или есть мотивированное мнение особого мнения в приложении)․
• [ ] Все приложения пронумерованы, сшиты/скреплены (в ЭДО, прикреплены), ссылки на них есть в тексте акта․
• [ ] Проставлены все даты (дата проведения работ, дата составления акта)․
• [ ] Единицы измерения едины (МПа, мм, м, В)․
• [ ] Для каждого дефекта: пикет, сторона, тип, размер, оценка, мера, срок, ответственный․
• [ ] Акт зарегистрирован в журнале учета ТО․
• [ ] Сканированная копия (или ЭДО-оригинал) направлена в архив ПБ и в территориальное управление Ростехнадзора (если ОПО I/II класса, в установленном порядке)․

Акт технического освидетельствования — это не просто формальность, а документ юридической ответственности․ В случае аварии или инцидента именно этот акт (и прилагаемые протоколы НДТ) будут основным доказательством добросовестности эксплуатанта или основанием для привлечения к ответственности (уголовной по ст․ 216 УК РФ, административной по ст․ 9․1 КоАП РФ)․

Рекомендация: Используйте корпоративные автоматизированные системы формирования актов с встроенными контролями заполнения (обязательные поля, выпадающие справочники дефектов, привязка к ГИС/Карте трубопровода)․ Это исключает ошибки «человеческого фактора» и ускоряет процесс в 3-5 раз․

Данная статья носит информационный характер․ Для составления акта в конкретном случае необходимо руководствоваться действующими на момент проведения работ редакциями ПБ, ГОСТов, локальными НТД организации и консультироваться с уполномоченным экспертом по промышленной безопасности․