WWW.LIBRUS.DOBROTA.BIZ
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - собрание публикаций
 

«МАГИСТЕРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ Тема работы «Методы ремонта дефектных участков линейной части магистральных газопроводов» УДК 622.691.4.053-049.32 Студент Группа ФИО Подпись Дата 2БМ6А ...»

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Инженерная школа природных ресурсов (ИШПР)

Направление подготовки (специальность) 21.04.01 «Нефтегазовое дело»

Профиль «Надежность и долговечность газонефтепроводов и хранилищ»

Отделение нефтегазового дела

МАГИСТЕРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ

Тема работы «Методы ремонта дефектных участков линейной части магистральных газопроводов»

УДК 622.691.4.053-049.32 Студент Группа ФИО Подпись Дата 2БМ6А ТитовД.Н .

Руководитель Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата доцент Никульчиков В.К. к.т.н, доцент

КОНСУЛЬТАНТЫ:

По разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение»

Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата ассистент Макашева Ю.С. ассистент По разделу «Социальная ответственность»

Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата ассистент Немцова О.А. ассистент Консультант-лингвист Должность ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата доцент Коротченко Т.В. к.ф.н., доцент

ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ:

Руководитель ООП ФИО Ученая степень, звание Подпись Дата ОНД ИШПР Бурков П.В. д.т.н, профессор 07.06.2018 Томск – 2018г .

Планируемые результаты обучения по ООП Код Результат обучения Требования ФГОС, критериев результата (выпускник должен быть готов) и/или заинтересованных сторон В соответствии с универсальными, общепрофессиональными и профессиональными компетенциями Общие по направлению подготовки 21.04.01 «Нефтегазовое дело»

Применять естественнонаучные, ОК-1; ОК-2; ОК-3, ОПК-1; ОПК-2;

математические, гуманитарные, экономические, ОПК-4; ОПК-5; ОПК-6; ОПК-7, инженерные, технические и глубокие ОПК-8, ПК-1; ПК-2; ПК-3; ПК-4;

профессиональные знания в области ПК-6; ПК-7; ПК-9; ПК-10; ПК-11;

Р1 современных нефтегазовых технологий для ПК-14; ПК-16; ПК-17; ПК-19; ПКрешения прикладных междисциплинарных 20; ПК-21; ПК-23 задач и инженерных пробл

–  –  –

Инженерная школа природных ресурсов (ИШПР) Направление подготовки (специальность) 21.04.01 «Нефтегазовое дело»_____________

Профиль «Надежность газонефтепроводов и хранилищ»

Отделение нефтегазового дела

–  –  –

Тема работы:

«Методы ремонта дефектных участков линейной части магистральных газопроводов»

Утверждена приказом директора (дата, номер) 2735/с от 19.04.2018г .

Срок сдачи студентом выполненной работы:

–  –  –

«Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и Макашева Юлия Сергеевна ресурсосбережение»

«Социальная Немцова Ольга Александровна ответственность»

Консультант-лингвист Коротченко Татьяна Валерьевна Названия разделов, которые должны быть написаны на русском и иностранном языках:

Abstract Preparing pipe surface for supplementary inspection. Procedure for performing the supplementary inspection of defects Дата выдачи задания на выполнение выпускной квалификационной работы по линейному графику

–  –  –





2. Определение ресурсной (ресурсосберегающей), Расчет затрат на проведение неразрушающего финансовой, бюджетной, социальной и экономической контроля линейной части МГ эффективности исследования

Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей):

Оценка конкурентоспособности технических решений 1 .

Матрица SWOT 2 .

Альтернативы проведения НИ 3 .

График проведения и бюджет НИ 4 .

Оценка ресурсной, финансовой и экономической эффективности НИ 5 .

–  –  –

Сокращение

Обзор литературы

ВВЕДЕНИЕ

1 Анализ дополнительного диагностического обследования дефектных участков линейной части МГ при проведении в шурфах

1.1 Последовательность проведения дополнительного обследования............... 20

1.2 Методика определения местоположения дефектов по данным внутритрубной диагностики

1.3 Подготовка поверхности трубы к проведению дополнительного обследования

1.4 Порядок проведения дополнительного обследования дефектов

1.4.1 Дефекты геометрии трубы

1.4.2 Дефекты потери металла

1.4.3 Дефекты стенки трубопровода

1.4.4 Дефекты сварных швов (поперечных, продольных и спиральных)....... 43 1.4.5 Комбинированные дефекты

1.5 Объемы и методы контроля труб и соединительных деталей трубопроводов

1.6 Порядок и сроки оформления документации по результатам дополнительного обследования дефектов в шурфах, сроки хранения результатов дополнительного обследования

2 Анализ назначения методов ремонта дефектных участков линейной части магистральных газопроводов

2.1 Методы ремонта трубных секций и сварных соединений, содержащих дефекты, и отдельных дефектов

2.2 Порядок назначения методов ремонта

2.3 Критерии оценки взаимодействия дефектов

2.4 Критерии назначения метода ремонта дефектных труб

2.4.1 Назначение метода ремонта для ремонтной зоны

2.4.2 Ремонт контролируемой шлифовкой

2.4.3 Ремонт муфтой

Методы ремонта дефектных участков линейной части магистральных газопроводов Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лит. Лист Листов Разраб. Титов Д.Н .

Руковод. Никульчиков В К. 151 Оглавление Консульт. В.Н .

НИ ТПУ гр.2БМ6А Рук-ль ООП Бурков П.В .

В .

2.4.4 Ремонт заменой катушки поверхностных дефектов трубы

2.4.1.1 Ограничения на применение муфт и катушек для ремонта трубы и участка газопровода

3 Расчет оценки работоспособности участков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами

3.1 Определение и схематизация одиночных дефектов

3.1.1 Оценка работоспособности участка газопровода с одиночными дефектами при учете напряжений от внутреннего давления

3.1.2 Оценка работоспособности участка газопровода с одиночными дефектами при учете напряжений от внутреннего давления, осевых и изгибающих нагрузок и воздействий

3.2 Методы схематизации и оценка групповых дефектов с учетом их взаимодействия

3.2.1 Определение и схематизация групповых дефектов. Учет взаимодействия дефектов

3.2.2 Оценка работоспособности участка газопровода с групповыми дефектами при учете напряжений от внутреннего давления

4 Исследование дефектного участка действующего газопровода. Выбор метода ремонта для дальнейшей эксплуатации трубопровода

4.1 Выявление дефектов при ДДО с помощью методов НК. Оформление отчетных документов для назначения методов ремонта

4.2 Назначение метода ремонта и подготовительные работы

Заключение

5 Социальная ответственность

5.1 Производственная безопасность

5.2 Анализ опасных производственных факторов

5.3 Анализ основных вредных производственных факторов

5.4 Экологическая безопасность при авариях на газопроводах

5.5 Мероприятия снижающие воздействие на окружающую среду при эксплуатации газопроводов

5.6 Мероприятия для безопасной эксплуатации газопроводов для окружающей среды

5.7 Безопасность на магистральных газопроводах при ЧС

6 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение...... 119

6.1 Готовность проекта к коммерциализации

6.2 Календарный план проекта

6.3 SWOТ-анализ

Лист Оглавление 12 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

6.4 Материальные потери при проведении аварийно-восстановительных работ

6.5 Затраты на амортизационные отчисления

6.6 Затраты на материалы и оборудования

6.7 Расчет затрат на оплаты труда рабочего персонала и специалистов......... 125 Заключение

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ПРИЛОЖЕНИЕ В

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж

ПРИЛОЖЕНИЕ З

–  –  –

Ремонт дефектных участков линейной части магистральных газопроводов категорий В, I—IV диаметром от 300 до 1420 мм включительно с рабочим давлением среды от 1,2 до 9,8 МПа .

Рекомендации устанавливают:

- требования к методам ремонта дефектных труб;

- порядок назначения методов ремонта дефектных труб;

- критерии назначения методов ремонта дефектных труб для следующих методов ремонта: контролируемой шлифовкой, муфтами, сваркой, заменой трубы (катушки) .

Методы ремонта дефектных участков труб назначают на основании результатов технического диагностирования газопроводов, содержащих информацию о размерах дефектов (длина, ширина и глубина), с учетом погрешности измерений и их расположения на трубе .

При обследовании газопроводов применяют методы и приборы неразрушающего контроля, позволяющие выявлять внутренние и поверхностные дефекты основного металла и сварных швов, а также дефекты геометрии сечения трубы. Следует применять совокупность методов и приборов контроля, обеспечивающую выявление дефектов наружной поверхности глубиной 10 % толщины стенки трубы и более .

Техническое диагностирование следует выполнять организации, имеющей лабораторию неразрушающего контроля, аттестованную в соответствии с требованиями ПБ 03-372-00, а специалисты, проводящие обследование, должны быть аттестованы по применяемым методам неразрушающего контроля в соответствии с требованиями ПБ 03-440-02 по II или III уровню профессиональной квалификации .

–  –  –

Лист Обзор литературы 16 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Введение Обследование при помощи диагностических устройств части магистральных газопроводов России, которое проводилось на протяжении последних 10 лет внутритрубными интеллектуальными снарядами, на основе полученной информации позволяет дать оценку техническому состоянию и принять меры, повышающие надежность средств, которые находились в эксплуатации длительный промежуток времени в сложных условиях таких как: финансовые трудности и материальные ресурсы при реконструкции и ремонте дефектных участков МГ .

Известно, что основное влияние на техническое состояние МГ оказывает коррозия. Проанализировав распределение коррозионных дефектов, расположенных на участках МГ Западно-Сибирского региона, полученных по данным диагностических снарядов, показал неравномерность распределения дефектов по длине, и что имеет прямую связь с различным давлением на трубопроводе. Такой тип дефектов как «потеря металла» имеет зависимость от факторов таких как степени заболоченности, а также участники имеющие переходы между грунтами с различной несущей способностью .

Основная причина аварий и отказов связана с коррозионными дефектами и напряженно-деформированным состоянием, которое не может выявить внутритрубная инспекция, а также прогибами при похождении магистрального газопровода через реки и болотистые места, участки с многолетним промерзанием грунта. При оттаивании грунта происходит перемещение нитки трубопровода в продольном профиле – это перемещение характеризуется потерей устойчивости и выхода на поверхность трубопровода с образованием дефекта «гофр» и арок .

–  –  –

Выполнения диагностического обследования трубопроводов в шурфах различными организациями, а также оформления результатов контроля для дальнейшей оценки состояния и возможности дальнейшей эксплуатации дефектных труб магистральных и распределительных трубопроводов .

1.1. Последовательность проведения дополнительного обследования

Специалист, проводящий дополнительное дефектоскопическое обследование дефектных труб в шурфах, для объективной оценки результатов и зоны контроля должен быть обеспечен полной информацией обо всех дефектах, находящихся на обследуемой трубе, выявленных при проведении ВТД .

Контроль проводится при наличии данных на дефект и трубу, указанных в техническом отчете (предварительном отчете) по результатам внутритрубного обследования магистрального трубопровода.

Перед проведением дополнительного обследования дефектной трубы необходимо провести подготовительные работы, которые включают в себя:

– определение местоположения дефекта и зоны контроля согласно данным ВТД;

– подготовку зоны контроля к проведению дополнительного обследования;

– контроль качества подготовки поверхности к проведению обследования;

– размещение и подключение необходимой аппаратуры и оборудования;

– проверку работоспособности аппаратуры и ее настройку .

–  –  –

Для определения местоположения дефекта необходимо отмерить рулеткой расстояние от ближайшего ориентира (маркерный пункт, кран и др.) до вскрываемого дефекта, указанное в отчете о проведенной ВТД, и отметить его вешкой .

При наличии в отчете о проведенной ВТД координат GPS (ГЛОНАСС) для определения местоположения дефекта рекомендуется использовать радиоприёмное устройство для определения географических координат текущего местоположения (GPS-приемник) с точностью определения координат не менее 10 метров .

Отмерить от вешки расстояние до двух ближайших поперечных сварных швов. Проверить по данным отчета ВТД наличие сварных соединений на участке вскрытия и произвести вскрытие поперечных сварных швов магистрального трубопровода .

Определить угловое положение продольных сварных швов дефектной и соседних с ней труб или определить угловое положение примыкания спирального шва к поперечным сварным соединениям для спиралешовных труб .

Перед началом проведения контроля для определения диаметра трубы с учетом изоляционного покрытия проводятся измерения рулеткой и вычисления по формуле:

–  –  –

Полученные данные сравнить со значениями, приведенными в раскладке труб или в таблице аномалий технического отчета по проведенной ВТД. Если угловые положения продольных швов (примыкания спирального шва) не отличаются больше, чем на ±15°, а величина угла между продольными швами не отличается больше, чем на 5 % от значений, приведенных в отчете по ВТД, то труба считается идентифицированной .

В случае если фактические угловые положения продольных швов (примыкания спирального шва) отличаются от значений, приведенных в таблице раскладки труб отчета по ВТД, на величину большую, то по измеренным фактическим угловым положениям продольных сварных швов вскрытой и соседних с ней труб в таблице раскладки установить их номера, а Лист Анализ дополнительного диагностического обследования дефектных участков линейной части МГ при проведении в шурфах 24 Изм. Лист № докум. Подпись Дата затем уточнить положение дефектной трубы относительно найденной и провести ее вскрытие и идентификацию .

Отмерить расстояние, указанное в таблице аномалий отчета ВТД, от ближайшего поперечного сварного шва до начала дефекта .

Произвести разработку котлована (шурфа) в месте расположения дефекта .

Котлован должен обеспечивать доступ специалиста, проводящего обследование, к трубопроводу по всему периметру трубы, расстояние от дна котлована до нижней образующей трубы должно быть не менее 1 м, расстояние от краев котлована до границ дефекта должна быть не менее 3-х метров .

Должны быть созданы условия для безопасного производства работ. При необходимости оборудованы подмости, ограждения .

В случае не обнаружения дефекта, указанного в отчете по ВТД, необходимо:

а) повторно убедиться в правильности идентификации трубы, уточнить привязку дефекта, используя данные раскладки труб отчета по внутритрубной диагностике;

б) если труба, на теле которой находится дефект, идентифицирована верно, а дефект на указанных в отчете по ВТД координатах (расстоянии от поперечного сварного шва и угловом положении) не обнаружен, необходимо произвести поиск дефекта по всей окружности трубы;

в) в акте о проведении дополнительного обследования аномалий трубы делается отметка об отсутствии дефекта («дефект не обнаружен» или «ДНО»), указанного в отчете по ВТД .

В случае если при проведении дополнительного дефектоскопического контроля на теле обследуемой трубы были выявлены дефекты, не обнаруженные при ВТД, выполняется ВИК, в акт о проведении дополнительного обследования аномалий трубы заносится описание обнаруженного дефекта и делается отметка о пропуске дефекта при внутритрубном обследовании («пропуск дефекта») .

Лист Анализ дополнительного диагностического обследования дефектных участков линейной части МГ при проведении в шурфах 25 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Подготовка поверхности трубы к проведению дополнительного 1.3 .

обследования Подготовка поверхности для проведения дополнительного обследования происходит в два этапа: определение зоны контроля и непосредственно подготовка поверхности трубы в зоне контроля для проведения обследования .

Определение (разметка) зоны контроля:

– откладывается расстояние от ближайшего поперечного сварного шва до начала дефекта с учетом углового положения начала дефекта, указанного в отчете по ВТД. Маркером отмечается точка на трубопроводе;

– откладывается длина дефекта по ходу газа. От точек начала и конца дефекта откладывается по 0,3 м против хода и по ходу газа соответственно. В результате получаем горизонтальные границы зоны контроля;

– по направлению часовой стрелки откладывается ширина дефекта;

– от точек начала и конца дефекта в окружном направлении в обе стороны направления движения часовой стрелки откладывается расстояние, эквивалентное 20°. В результате получаем вертикальные границы зоны контроля;

– если дефект находится на поперечном сварном шве, для контроля осуществляется подготовка всего шва и участки примыкающих продольных (спиральных) швов на расстояние 0,3 м от точки примыкания;

– если при проведении дополнительного обследования границы обнаруженного дефекта выходят за границы подготовленной зоны контроля, то зона контроля должна быть расширена до необходимых размеров .

Подготовка поверхности трубы:

– снять изоляционное покрытие трубопровода в зоне контроля. Поверхность основного металла и околошовная зона (ОШЗ) сварных соединений, подлежащая контролю, не должны иметь: вмятин и неровностей, не позволяющих обеспечить надежный акустический контакт при проведении ультразвукового контроля;

–  –  –

Рисунок 1.3 .

Гофр Измерение глубины (высоты) дефекта штангенглубиномером или микрометром-глубиномером должно производиться с помощью опорной планки. Расстояние между опорами планки должно быть больше размера дефекта вдоль оси трубы. Планка должна устанавливаться на бездефектные участки трубы .

За глубину (высоту) дефекта принимается максимальное значение из измеренных в разных точках дефекта. Толщина стенки трубы в местах изменения ее геометрии и в окрестностях дефекта (на расстоянии 4050 мм от его границ) измеряется ультразвуковым толщиномером. В случае наличия на обследуемом участке нескольких дефектов проводятся измерения параметров каждого дефекта с указанием расстояния между ними. В случае если вмятина или гофр примыкают к сварному шву или расположены на сварном шве, дополнительно должно быть измерено расстояние границы дефекта от поперечного и (или) продольного сварных швов .

–  –  –

Рисунок 1.4 .

Длина контролируемого участка шва Вмятина и гофр должны быть обследованы на наличие в них дополнительных дефектов. Наличие наружных дополнительных дефектов (риски, задира, наружной потери металла, трещин и расслоений, выходящих на поверхность) определяется визуальным методом и (или) методом цветной или магнитопорошковой дефектоскопии .

Наличие внутренних дополнительных дефектов (внутренней потери металла, трещин и расслоений металла трубы) определяется ультразвуковым методом .

При обнаружении дополнительного дефекта должен проводиться контроль его параметров в соответствии с типом дефекта .

Инструменты и приборы для проведения дополнительного обследования:

линейка, рулетка, штангенциркуль, штангенглубиномер, микрометрический глубиномер (для контроля дополнительных дефектов), поверочная линейка на кронштейнах, ультразвуковой толщиномер, ультразвуковой дефектоскоп, переносной магнитопорошковый дефектоскоп, дефектоскопический комплект для цветной дефектоскопии .

Овальность параметры сужения определяются визуальным и измерительным методом .

–  –  –

1.4.2. Дефекты потери металла Потеря металла коррозионного происхождения

Измеряемыми параметры дефекта являются (Рисунки 1.6 и 1.7.):

– размер дефекта (зоны) вдоль образующей трубы lk;

– размер дефекта (зоны) по окружности трубы ck;

– максимальная глубина дефекта dk (для внешней потери);

– остаточная толщина стенки ост (для внутренней потери);

– расстояние от границы дефекта (зоны) до поперечного и продольного сварных швов .

Проводится визуальный контроль дефекта, в процессе которого проверяется соответствие реального типа дефекта типу, указанному в отчете по внутритрубной диагностике. Параметры наружной потери металла определяются визуально-измерительным методом .

Перед измерением определяется тип дефекта (одиночный или объединенный). Очерчиваются границы коррозионного повреждения .

Необходимо измерять параметры каждого одиночного дефекта. В случае схематизации групповых дефектов измеряется глубина каждого, объединенного в группу взаимодействующих. За глубину дефекта принимается максимальная величина из измеренных в разных точках дефекта .

Лист Анализ дополнительного диагностического обследования дефектных участков линейной части МГ при проведении в шурфах 32 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Рисунок 1.6. Дефект потери металла (наружная и внутренняя) Размер дефекта (дефектной области) вдоль образующей трубы lk определяется как расстояние вдоль трубы между двумя крайними точками дефекта, в которых глубина дефекта не превышает погрешности инструмента, используемого для измерения глубины дефекта .

Размер дефекта (дефектного участка) по окружности трубы ck определяется как расстояние в окружном направлении между двумя крайними точками дефекта, в которых глубина дефекта не превышает погрешности инструмента, используемого для измерения глубины дефекта .

Глубина dk наружной потери металла измеряется штангенглубиномером или микрометром-глубиномером. Измерение глубины дефекта штангенглубиномером или микрометром-глубиномером должно производиться с помощью опорной планки. Расстояние между опорами планки должно быть больше размера дефекта вдоль оси трубы. Устанавливаться планка должна на бездефектные участки трубы. Глубину дефектов измеряют по всей длине дефектной области в ее кольцевых сечениях, расположенных на расстоянии не более 25 мм друг от друга. В таблицу заносят максимальные значения глубины дефектов по результатам измерений в каждом кольцевом сечении .

За глубину дефекта (дефектного участка) принимается максимальная величина из измеренных в разных точках дефекта (дефектного участка) .

–  –  –

Рисунок1.7 .

Остаточная толщина стенки при комбинации наружной и внутренней потери металла

Инструменты и приборы для проведения дополнительного обследования:

ультразвуковой толщиномер, ультразвуковой дефектоскоп, линейка, рулетка, Лист Анализ дополнительного диагностического обследования дефектных участков линейной части МГ при проведении в шурфах 34 Изм. Лист № докум. Подпись Дата лупа, штангенциркуль, штангенглубиномер, микрометр-глубиномер, универсальный шаблон сварщика (для контроля геометрических параметров швов, примыкающих к коррозионным дефектам), опорные планки .

Дефекты механического происхождения (риски, царапины, задиры) Измеряемые параметры дефектов механического происхождения (рисунок 1.8):

– размеры дефекта вдоль образующей трубы lм;

– размер дефекта по окружности трубы см;

– ширина дефекта bм;

– максимальная глубина дефекта dм;

– расстояние от границы дефекта до поперечного (A) и (или) продольного (B) сварных швов (см. рисунок 1.8) .

Проводится визуальный контроль дефекта, в процессе которого проверяется соответствие реального типа дефекта типу, указанному в отчете по внутритрубной диагностике. Параметры наружных дефектов механического происхождения (риски, царапины, задиры) определяются визуальноизмерительным методом и методом цветной или магнитопорошковой дефектоскопии. Размер дефекта вдоль образующей трубы lм определяется как расстояние вдоль трубы между двумя крайними точками дефекта, в которых глубина дефекта не превышает погрешности инструмента, используемого для измерения глубины дефекта. Размер дефекта по окружности трубы см определяется как расстояние в окружном направлении между двумя крайними точками дефекта, в которых глубина дефекта не превышает погрешности инструмента, используемого для измерения глубины дефекта. Раскрытие дефекта bм определяется как максимальное расстояние в направлении перпендикулярном продольной оси дефекта между двумя крайними точками дефекта, в которых глубина дефекта не превышает погрешности инструмента, используемого для измерения глубины дефекта .

–  –  –

Лист Анализ дополнительного диагностического обследования дефектных участков линейной части МГ при проведении в шурфах 36 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Участок шва, к которому примыкает или на котором расположен дефект, подлежит ультразвуковому контролю .

Длина участка шва, подлежащая контролю, складывается из длины зоны примыкания дефекта и участков длиной по 100 мм в каждую сторону от зоны примыкания. Дефекты механического происхождения (риски, задиры и т.д.) должны проверяться на наличие дополнительных дефектов – трещин .

Поверхность дна дефекта должна проверяться с помощью лупы 410 кратного увеличения. Внутренние дефекты механического происхождения (риски, задиры и т.д.) должны быть обследованы ультразвуковым дефектоскопом с наклонным преобразователем для уточнения параметров глубины залегания дефекта и его протяженности .

В случае обнаружения трещины, для определения ее параметров, проводится ультразвуковая дефектоскопия и (или) цветная или магнитопорошковая дефектоскопия. Ультразвуковая дефектоскопия должна проводиться наклонным преобразователем, работающим по совмещенной или раздельносовмещенной схеме .

Инструменты и приборы для проведения дополнительного обследования:

ультразвуковой толщиномер, ультразвуковой дефектоскоп, магнитопорошковый дефектоскоп, дефектоскопический комплект для цветной дефектоскопии, штангенциркуль, штангенглубиномер, микрометрический глубиномер, опорные планки, линейка, рулетка, лупа .

1.4.3. Дефекты стенки трубопровода Дефекты проката К дефектам проката относятся рябизна, плены, закаты и др. поверхностные дефекты .

Измеряемые параметры дефектов стенки трубопровода:

– размеры дефекта вдоль образующей трубы lдп;

– размеры дефекта по окружности трубы cдп ;

– глубина дефекта от внешней поверхности стенки трубы dдп .

–  –  –

Рисунок 1.9 .

Расслоение Определение границ дефекта выполняется путем сканирования датчиком области залегания расслоения. По результатам сканирования на поверхность трубы наносится контур дефекта. Схема расположения дефекта должна иметь привязку к ближайшим сварным швам. Разметка не должна стираться при осуществлении процесса сканирования. Проводится измерение толщины стенки трубы ультразвуковым толщиномером в окрестности зоны дефекта (на расстоянии 4050 мм от его границ) .

В случае если дефект находится в зоне поперечного и (или) продольного сварного шва (рисунок 1.10) дополнительно определяется длина примыкания расслоения к сварному шву Lпр. В этом случае необходимо провести визуальный и ультразвуковой контроль примыкающих участков сварных швов на наличие недопустимых дефектов .

Дефект считается примыкающим к сварному шву, если он расположен на расстоянии 3н и менее от сварного шва .

Лист Анализ дополнительного диагностического обследования дефектных участков линейной части МГ при проведении в шурфах 39 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Рисунок 1.10. Расслоение в околошовной зоне Длина участка шва, подлежащая контролю, складывается из длины зоны примыкания и участков длиной по 100 мм в каждую сторону от зоны примыкания .

В случае выхода расслоения на поверхность (рисунок 1.11) дополнительно определяются:

– максимальная глубина расслоения dр;

– протяженность границы выхода на поверхность lв .

Границы выхода расслоения на внутреннюю поверхность трубы оцениваются по результатам ультразвуковой толщинометрии и ультразвуковой дефектоскопии прямым преобразователем .

Рисунок 1.11. Расслоение с выходом на поверхность

Лист Анализ дополнительного диагностического обследования дефектных участков линейной части МГ при проведении в шурфах 40 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Границы выхода расслоения на наружную поверхность должны уточняться с помощью лупы 410 кратного увеличения и (или) метода цветной или магнитопорошковой дефектоскопии .

Участок трубы в пределах границ расслоения и примыкающая к ним зона шириной не менее 100 мм должны проверяться на наличие дополнительных дефектов визуально-измерительным и вихретоковым методами. При наличии дополнительного дефекта в зоне расслоения должны определяться параметры этого дефекта в соответствии с его типом .

Инструменты и приборы для проведения дополнительного обследования:

ультразвуковой толщиномер, ультразвуковой дефектоскоп, переносной магнитопорошковый дефектоскоп, вихретоковый дефектоскоп, дефектоскопический комплект для цветной дефектоскопии, штангенциркуль, рулетка, линейка, лупа .

Трещина в основном металле трубы

Измеряемые параметры трещины в металле трубы (рисунок 1.12):

– размер дефекта вдоль образующей трубы lтр;

– размер дефекта по окружности трубы cтр;

– максимальная глубина дефекта dтр;

– глубина залегания трещины hтр;

– расстояние границы дефекта от поперечного А и (или) продольного В сварных швов .

Проводится визуальный контроль дефекта, в процессе которого проверяется соответствие реального типа дефекта типу, указанному в отчете по внутритрубной диагностике. Параметры трещины в основном металле трубы определяются визуально-измерительным, ультразвуковым и вихретоковым методами .

–  –  –

Рисунок 1.13 .

Несплошности плоскостного типа в сварных швах Для обнаружения поверхностных трещин участок сварного шва контролируется визуально-измерительным, ультразвуковым методами и (или) методом цветной или магнитопорошковой дефектоскопии с помощью лупы 410 кратного увеличения, а при возможности проведения – методом РК .

Ультразвуковая дефектоскопия сварного шва должна проводиться с обеих сторон сварного шва ультразвуковым дефектоскопом с наклонными и прямыми преобразователями .

При проведении ультразвукового контроля поперечных сварных швов необходимо руководствоваться требованиями и нормами. При контроле ультразвуковым дефектоскопом допускается применять раздельную и совмещенную схемы включения преобразователей .

–  –  –

Рисунок 1.15 .

Разнотолщинность Измерение толщины проводится ультразвуковым методом .

Разнотолщинность труб до 1,5 толщины более толстого свариваемого элемента допускается при специальной разделке кромок .

Наличие специальной разделки кромок выявляется ультразвуковым методом – наклонным преобразователем со стороны более толстого элемента. Признаком специальной разделки кромок является отсутствие

–  –  –

ПЭП ПЭП ПЭП

–  –  –

Рисунок 1.16 .

Схема ультразвукового контроля наличия специальной разделки при разнотолщинности

Инструменты и приборы для проведения дополнительного контроля:

измерение смещения проводится при помощи микрометрического глубиномера с опорной планкой или штангенциркуля, протяженность смещения измеряется при помощи рулетки, ультразвуковой дефектоскоп, ультразвуковой толщиномер .

1.4.5. Комбинированные дефекты При наличии комбинированных дефектов определяются параметры каждого дефекта в соответствии с его типом .

При комбинации дефекта типа потеря металла (риска, задир) с дефектом геометрии (вмятины, гофры) необходимо проводить капиллярный или магнитопорошковый контроль зоны дефектов типа риска, задир для выявления трещиноподобных дефектов .

–  –  –

Совокупность применяемых методов и приборов контроля должна обеспечивать выявление дефектов наружной поверхности труб и СДТ глубиной 0,3 мм и более. Внесению в ведомость дефектов, оценке и устранению подлежат все обнаруженные стресс-коррозионные дефекты, а также другие поверхностные дефекты, под которыми остаточная толщина стенки трубы выходит за пределы минусового допуска на толщину стенки трубы .

Лист Анализ дополнительного диагностического обследования дефектных участков линейной части МГ при проведении в шурфах 47 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Минимальную глубину (высоту) регистрируемых и оцениваемых вмятин и гофров принимают равной 3 мм или 0,3 от толщины стенки трубы или СДТ менее 10 мм .

Требования к методам и приборам неразрушающего контроля для выявления дефектов монтажных кольцевых сварных соединений приведены в СТО Газпром 2-2.4-083 .

Обследование участков газопроводов проводят наружными сканерами дефектоскопами и средствами визуального, измерительного, вихретокового, ультразвукового, магнитопорошкового контроля, после предварительной очистки газопровода ( старого изоляционного покрытия). Требования к чистоте (шероховатости) очищенной поверхности принимают с учетом возможностей применяемых ремонтных технологий, технических средств очистки поверхности и приборов неразрушающего контроля. Условия для проведения обследования (очистку газопровода, подъем на соответствующую высоту, водопонижение и т.д.) обеспечивает организация, выполняющая ремонт газопровода .

Допускается проводить обследование без применения сканеров дефектоскопов газопроводов диаметром 530 мм и менее, а также отдельных участков газопроводов длиной меньше 36 м. При измерении параметров дефектов и выемок, образовавшихся при их вышлифовке, рекомендуется применять приборы, обеспечивающие электронную запись и передачу результатов в компьютер для выполнения расчетов .

При обследовании должны быть использованы результаты обследований, выполненных до вывода участка газопровода в ремонт (результаты ВТД, обследования в шурфах и т.п.) .

Визуальный контроль нижнего сегмента труб и СДТ проводят с использованием специальных зеркал диаметром не менее 150 мм .

При капитальном ремонте участков газопроводов методом переизоляции должны быть обследованы все переизолируемые трубы и СДТ. Переизоляция не обследованных или частично обследованных труб и СДТ не допускается .

Лист Анализ дополнительного диагностического обследования дефектных участков линейной части МГ при проведении в шурфах 48 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Обследование переизолируемых участков газопроводов выполняют по технологии, утвержденной или согласованной ПАО «Газпром» .

Объемы неразрушающего контроля при обследовании участков газопроводов принимают в зависимости от технического состояния труб и СДТ .

– Обследование сканерами-дефектоскопами выполняют в объеме 100 % поверхности труб и СДТ .

– Визуальный и измерительный контроль выполняют в объеме 100 % поверхности труб и СДТ для выявления дефектов основного металла (коррозионных дефектов, вмятин, гофров, царапин, задиров и др.) и сварных соединений (подрезов, смещения кромок и др.), а также определения геометрических размеров труб, СДТ и выявленных дефектов .

– Ультразвуковой контроль локальных участков поверхности металла труб, заводских сварных швов по результатам обследования сканерамидефектоскопами, визуального и измерительного контроля выполняют в объеме не менее 0,2 % от площади поверхности труб и не менее 1 % от протяженности заводских сварных швов, а также участков заводских сварных швов длиной 0,2 м, примыкающих к монтажным сварным швам .

При выявлении признаков ремонта заводских или монтажных сварных швов их контролируют по всей протяженности. Если для обследования участка газопровода не применялся наружный сканер-дефектоскоп, то ультразвуковой контроль должен быть выполнен в объеме не менее 0,5 % от площади поверхности труб и не менее 2 % от протяженности заводских сварных швов, а также участков заводских сварных швов длиной 0,2 м, примыкающих к монтажным сварным швам .

– Вихретоковый контроль выполняют в объеме не менее 3 % от площади поверхности каждой трубы и СДТ для выявления стресс-коррозинных дефектов, а также определения их геометрических размеров. Если для обследования участка газопровода не применялся наружный сканердефектоскоп, то вихретоковый контроль выполняют в объеме не менее 5 % от площади поверхности каждой трубы и СДТ .

Лист Анализ дополнительного диагностического обследования дефектных участков линейной части МГ при проведении в шурфах 49 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Обследование характерных участков труб и СДТ с признаками условий КРН выполняют вихретоковыми дефектоскопами и другими методами с порогом чувствительности по глубине обнаруживаемых стресс-коррозинных трещин не более 0,3 мм .

Перед поиском стресс-коррозионных дефектов чувствительность и пороговый уровень вихретокового дефектоскопа настраивают по стандартному образцу с риской. Преобразователь вихретокового дефектоскопа устанавливают на поверхность исследуемого участка, проводят настройку прибора на минимальное значение показаний дефектоскопа в пределах участка. Сканируют поверхность участка с шагом, не превышающим величину диаметра рабочей части преобразователя. При срабатывании порогового устройства и появлении на экране дефектоскопа показаний, превышающих значения, установленные при настройке дефектоскопа на стандартный образец, производят зачистку участка с предполагаемыми дефектами КРН .

С использованием лупы определяют наличие стресс-коррозионных дефектов .

При визуальном обнаружении стресс-коррозионных трещин трубу вырезают .

При обнаружении стресс-коррозионных дефектов труб и СДТ их дополнительно обследуют в объеме 100% от площади поверхности в базовых или заводских условиях .

– Магнитопорошковый контроль для визуализации выявленных поверхностных металлургических и стресс-коррозионных дефектов выполняют в объеме не менее 10 % от числа выявленных дефектов и аномалий .

– Толщинометрию бездефектных стенок труб или СДТ выполняют не менее, чем в 4 точках на каждый элемент (лист) трубы или СДТ. Толщинометрию стенок труб и СДТ в местах их утонения более 10 % от толщины стенки выполняют по сетке с шагом не более 25 мм (на участках с утонением менее 10 % от толщины стенки шаг измерений не регламентируется). При длине утонений более 500 мм допускается увеличивать шаг измерений до 100 мм на участках утонений глубиной менее 50% от максимальной глубины утонений .

Лист Анализ дополнительного диагностического обследования дефектных участков линейной части МГ при проведении в шурфах 50 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

– Контроль кольцевых монтажных сварных соединений (объемы, методы и оценку качества) осуществляют в соответствии с требованиями гл. 7 СТО Газпром 2-2.4-715 .

При обследовании газопроводов допускается применять дополнительные методы неразрушающего контроля (рентгеновский, капиллярный и др.) в соответствии с согласованными или утвержденными ПАО «Газпром»

нормативными и техническими документами .

При проведении неразрушающего контроля труб и СДТ руководствуются: –

– при проведении визуального и измерительного контроля - РД 03-606-03;

– при проведении ультразвукового контроля – ГОСТ 12503, ГОСТ 14782, ГОСТ 23667, ГОСТ 28702;

– при проведении радиографического контроля – ГОСТ 3242, ГОСТ 7512;

– при проведении вихретокового контроля – ГОСТ 24289, ГОСТ 8.283, ГОСТ 26697, ASTM E309-11 [8], ГОСТ Р ИСО 15549;

– при проведении магнитопорошкового контроля – ГОСТ 21105 .

Порядок и сроки оформления документации по результатам 1.6 .

дополнительного обследования дефектов в шурфах, сроки хранения результатов дополнительного обследования По результатам дополнительного обследования дефектов в шурфах оформляется пакет документов о проведенном обследовании, в состав которого входит: акт о проведенном дополнительном обследовании аномалий трубы (далее – Акт обследования), схема расположения дефектов на поверхности стенки трубы, ведомость дефектов трубы, заключения по неразрушающим методам контроля и фотографический снимок зоны обследования дефекта (при необходимости) .

Программа «Акт ДДО» предназначена для оформления результатов натурного обследования в шурфах дефектных труб, выявленных при проведении ВТД. Данная программа позволяет автоматически заполнять три формы («Акт о проведении дополнительного обследования дефектов труб», Лист Анализ дополнительного диагностического обследования дефектных участков линейной части МГ при проведении в шурфах 51 Изм. Лист № докум. Подпись Дата «Схема расположения дефектов на развертке трубы», «Ведомость дефектов») при однократном введении исходных данных на листе «Бланк для заполнения» .

Программа оформлена в виде файла Акт ДДО.xlsm Microsoft Excel 2007. Для ее реализации на ПК должна быть установлена русскоязычная версия данного редактора в приложении А .

Результаты дополнительного обследования аномалий оформляются Актом обследования, форма которого приведена в Приложении Б.

Акт о проведении дополнительного обследования аномалий трубы должен содержать:

– наименование ГТП;

– наименование ЛПУМГ (ЛПУМТ);

– наименование магистрального трубопровода;

– наименование участка МГ (МТ) (согласно отчету о проведенной ВТД);

– километраж (пикет) по трассе магистрального трубопровода;

– наименование организации, проводившей внутритрубное обследование;

– дистанцию начала трубы (поперечного сварного шва) по отчету ВТД;

– номер дефектной трубы и номер аномалии по отчету ВТД;

– тип, марку стали, диаметр, номинальную толщину стенки трубы;

– нормативно-техническую документацию, по которой выполнялся контроль;

– тип дефекта и его параметры по отчету ВТД и по результатам дополнительного обследования;

– параметры дефектов, выявленных при дополнительном обследовании дефектной зоны и не обнаруженных по ВТД;

– приборы и инструменты, примененные при дополнительном обследовании, параметры контроля (в том числе наименование, тип, заводской номер прибора и сведения о поверке);

– фотографический снимок трубной секции с зоной обследования дефекта (при необходимости);

– должность, фамилию, инициалы и подпись лица, проводившего контроль, его уровень квалификации и номер удостоверения по примененным методам неразрушающего контроля;

Лист Анализ дополнительного диагностического обследования дефектных участков линейной части МГ при проведении в шурфах 52 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

– дату проведения контроля;

– предварительные выводы по результатам дополнительного обследования аномалий .

Акт подписывают:

– специалисты, проводившие дополнительное обследование трубы;

– представитель линейной эксплуатационной службы (ЛЭС), подтверждая местоположение дефекта на трубопроводе .

Схема расположения всех выявленных дефектов в зоне контроля выполняется в виде приложения к Акту обследования, форма которого приведена в Приложении В .

В соответствии с «Инструкцией по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов (с изменением № 1)» оформляется ведомость дефектов труб. Ведомость дефектов оформляется в виде приложения к Акту обследования, форма которого приведена в Приложении Г .

В случае протяженного коррозионного дефекта трубы (дефекта потери металла трубы длиной более 100 мм), для построения профиля дефекта вдоль оси трубы, специалистами диагностической службы дополнительно формируется таблица (Приложение Д), в которой указывается продольная координата дефекта вдоль трубы и значения измеренной глубины дефекта по сетке с шагом не более 25 мм .

Приложенные фотографические снимки должны соответствовать следующим критериям:

– формат сохранения – JPEG;

– разрешение не менее 5 мегапикселей (2592x1944);

– общий вид обнаруженного в результате контроля дефекта с приложением масштабной линейки, границы дефекта должны быть отчетливо различимы .

–  –  –

В зависимости от типа дефекта для ремонта дефектных участков труб назначают методы ремонта в соответствии с таблицей 2.1 .

Таблица 2.1 — Методы ремонта дефектных участков труб При рассмотрении трубных секций для ремонта дефектных участков используются методы ремонта, перечисленные в таблице 2 .

1, а также ремонт заменой трубы в зависимости от количества и месторасположения дефектных участков, для которых выполняются требования ремонтопригодности для муфты, а также ремонт которых возможен только заменой катушки .

Дефекты сварных соединений, ремонт которых не регламентируется нормативной документацией ПАО «Газпром», выполняют методом замены катушки .

–  –  –

(2.1) где - наружный диаметр трубы, мм;

- толщина стенки трубы в номинальном сечении, мм;

- константа, равная 3,14 .

При назначении метода ремонта производят выявление взаимодействующих дефектов и объединение их в дефекты, трактуемые как одиночные .

Взаимодействие дефектов рассматривают только для поверхностных дефектов .

Два поверхностных дефекта считают взаимодействующими, если одновременно выполняются условия:

(2.2) где si— расстояние в продольном направлении между дефектами, мм;

–  –  –

— предельное расстояние в продольном направлении между дефектами, мм;

[sk] – предельное расстояние в окружном направлении между дефектами, мм .

Лист Анализ назначения методов ремонта дефектных участков линейной части магистральных газопроводов 59 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Если не выполняется хотя бы одно из условий, то дефекты не являются взаимодействующими .

Для формирования перечня одиночных (не взаимодействующих) дефектов и объединенных взаимодействующих дефектов, трактуемых как одиночные, используют следующий алгоритм. Выбирают любой одиночный дефект и проводят проверку по условиям формулы (2.1) на его взаимодействие со всеми остальными одиночными дефектами. Если будет выявлено, что дефект является взаимодействующим, то этот дефект и дефекты, с которыми он взаимодействует, объединяют и объединенный дефект трактуют как одиночный. Объединенный дефект заносят в перечень объединенных дефектов, трактуемых как одиночные. Дефекты, входящие в состав объединенного дефекта, далее не рассматривают. Затем выбирают следующий одиночный дефект и проводят проверку по условиям формулы (2.2) на его взаимодействие со всеми остальными одиночными дефектами. В результате может быть сформирован следующий объединенный дефект. Эту процедуру повторяют до тех пор, пока остается более одного нерассмотренного дефекта. В результате выполнения указанного алгоритма формируется перечень одиночных (не взаимодействующих) дефектов и объединенных дефектов, трактуемых как одиночные .

Размеры объединенных дефектов, трактуемых как одиночные, полагают равными расстояниям в продольном и окружном направлениях между крайними точками объединяемых дефектов, и глубиной, равной максимальной глубине объединяемых дефектов. Если хотя бы один из взаимодействующих дефектов является трещиной, то объединенный дефект, трактуемый как одиночный, относят к дефекту типа «трещина» .

Допускаются расчетная проверка взаимодействия дефектов и определение размеров объединенных дефектов в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-112 или другими нормативными документами, утвержденными или согласованными ПАО «Газпром» .

–  –  –

Если в ремонтной зоне расположено несколько дефектов геометрии трубы, то она подлежит ремонту заменой катушки (трубы). В качестве критерия ремонтопригодности для ремонтной зоны с овальностью сечения трубы рассматривают условие превышения овальностью трубы предельного значения .

Ремонтная зона не требует ремонта, если выполняется условие (2.3) где — овальность трубы, численное значение которой определяют по формулам;

— допустимая овальность, равная 5 % .

Если ремонтная зона с овальностью сечения трубы не требует ремонта, то назначают методы ремонта для устранения каждого поверхностного дефекта, расположенного в ремонтной зоне. Если овальность больше предельно допустимого значения, то ремонтной зоной назначают ремонт заменой катушки .

Для ремонтной зоны с вмятиной или гофром назначают ремонт заменой трубы (катушки) независимо от геометрических размеров дефекта, если:

– вмятина или гофр находится на участке газопровода категории В;

– вмятина или гофр находится на соединительной детали (тройнике, отводе, переходнике, сферическом днище), за исключением кривых вставок

–  –  –

Лист Анализ назначения методов ремонта дефектных участков линейной части магистральных газопроводов 61 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

– края вмятины или гофра не имеют плавного сопряжения с основной поверхностью трубы (имеют место изломы поверхности на границе сопряжения) .

Для ремонтных зон с вмятинами или гофрами, которые не устраняются в соответствии с условиями, предусмотрены следующие варианты принятия решений:

– оставить без проведения ремонта - дефект с имеющимися параметрами является неопасным по условиям прочности газопровода, изоляционное покрытие не нарушено и работоспособно;

– на ремонтную зону установить муфту;

– ремонтную зону устранить заменой катушки .

Рекомендуемые решения в зависимости от параметров дефектов для участков магистральных газопроводов категорий III—IV приведены в таблице 2.2. В первой и второй строках таблицы 2.2 отражено условие, при соблюдении которого ремонтная зона с вмятиной или гофром не устраняется. Для ремонтной зоны по таблице 2.2 по каждому из трех рассматриваемых параметров дефекта определяют рекомендуемое решение и назначают самое жесткое из них. Для вмятин или гофр, расположенных на участках магистральных газопроводов категорий I—II по СНиП 2.05.06-85*, все значения параметров, указанные в таблице 2.2, следует умножить на коэффициент, равный 0,833 .

–  –  –

Если для ремонтной зоны ремонт не требуется или выполняются условия ремонтопригодности для ремонта муфтой, то переходят к назначению методов ремонта участков трубы с поверхностными дефектами, расположенными в ремонтной зоне. Если для восстановления несущей способности ремонтной зоны требуется замена катушки, то дефекты, расположенные в этой ремонтной зоне не рассматривают. Если для ремонта используется муфта, а для устранения поверхностных дефектов, расположенных в ремонтной зоне, необходимо применить метод ремонта заменой катушки, то вся ремонтная зона вырезается и устанавливается катушка. Если для ремонтной зоны назначен ремонт муфтой, а в ней расположены поверхностные дефекты, устранение которых возможно сваркой или контролируемой шлифовкой, то перед установкой муфты выполняют ремонт этих дефектных участков трубы назначенными методами. Для участка трубы с дефектом «расслоение» любого размера, расположенным на расстоянии до 25 мм от кольцевого сварного соединения, в соответствии со СНиП 2.05.06-85* назначают ремонт заменой трубы (катушки) .

–  –  –

Ремонт контролируемой шлифовкой назначают для поверхностных дефектов .

В качестве критерия для поверхностных дефектов рассматривают допускаемую глубину вышлифованной зоны.

Для ремонта дефектного участка трубы с поверхностным дефектом используют метод контролируемой шлифовки, если выполняются следующие условия:

(2.4)

–  –  –

— расчетная толщина стенки трубопровода, мм, определяемая по СНиП 2.05.06-85*;

— предельно допустимое значение глубины вышлифованной зоны, мм .

Для поверхностных дефектов, ширина которых не превышает наружный диаметр трубы предельно допустимое значение глубины вышлифованной

–  –  –

(2.6) (2.7)

–  –  –

(2.9) (2.10)

–  –  –

- временное сопротивление материала, МПа;

n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в газопроводе, принимаемый по таблице 13 СНиП 2.05.06-85*

- коэффициент надежности по материалу, принимаемый по таблице 9 СНиП 2.05.06-85*;

–  –  –

- расчетная толщина стенки трубопровода, мм, определяемая по СНиП 2.05.06-85* — предельная допустимая относительная глубина вышлифованной зоны .

Предельную допустимую относительную глубину вышлифованной зоны в зависимости от метода ремонта участка газопровода, его категории и типа исходного дефекта определяют по таблице 2.3 .

Таблица 2.3 — Значения предельно допустимой относительной глубины

–  –  –

дефекта шириной, не превышающей Для поверхностных дефектов, ширина которых превышает наружный диаметр трубы, предельно допустимое значение глубины вышлифованной

–  –  –

(2.15) где - приведенная длина дефекта, вычисляемая по формуле (2.11), Предельную допустимую относительную глубину вышлифованной зоны в зависимости от метода ремонта участка газопровода, его категории и типа исходного дефекта определяют по таблице 2.4 .

Таблица 2.4 — Значения предельно допустимой относительной глубины вышлифованной зоны в зависимости от категории участка и типа дефекта шириной, превышающей Лист Анализ назначения методов ремонта дефектных участков линейной части магистральных газопроводов 67 Изм .

Лист № докум. Подпись Дата Если условие ремонтопригодности контролируемой шлифовкой не выполняется, то допускается проверка применения метода ремонта контролируемой шлифовкой с учетом конфигурации дефектов и времени эксплуатации дефектных участков газопроводов в соответствии с нормативными документами, утвержденными или согласованными с ПАО «Газпром». Если после выполнения контролируемой шлифовки фактические размеры вышлифованной области превышают расчетные размеры, то проводят проверку выполнения условия ремонтопригодности контролируемой шлифовкой по фактическим размерам вышлифованной зоны .

2.4.3. Ремонт муфтой Ремонт муфтой применяют на участках газопроводов, выделенных для выборочного ремонта. На участках газопроводов, выделенных под сплошность изоляции, ремонт муфтой не применяют. Допускается ремонт стеклопластиковыми муфтами труб с поверхностными дефектами основного металла, дефектами продольных сварных соединений и вмятинами на газопроводах категорий В, I—IV (ремонт труб с гофрами, кольцевых сварных соединений и спиральношовных труб с дефектами сварных соединений не допускается). Ремонт стеклопластиковыми муфтами дефектных участков труб и сварных соединений выполняют в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-335 .

Ремонт стальными сварными муфтами дефектных участков труб и сварных соединений газопроводов категорий II—IV выполняют в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-137. В качестве критериев ремонтопригодности трубы с поверхностными дефектами для муфты рассматривают допускаемую относительную глубину и допускаемую длину вышлифованной зоны.

Для определения возможности назначения ремонта муфтой участков газопроводов с поверхностными дефектами проверяют условия:

(2.16)

–  –  –

— расчетная толщина стенки трубопровода, мм, определяемая по СНиП 2.05.06-85*;

- предельно допустимое значение глубины вышлифованной зоны при ремонте трубы муфтой, мм;

–  –  –

Допускаемая длина вышлифованной зоны при ремонте трубы муфтой для участков категории В составляет величину, мм, и для участков других категорий — длину трубы.

Для поверхностных дефектов, ширина которых не превышает наружный диаметр трубы, предельно допустимое значение глубины вышлифованной зоны [d] вычисляют по формуле:

(2.17)

–  –  –

(2.18) (2.19) (2.20) (2.21)

–  –  –

- нагрузка, воспринимаемая муфтой, %;

n - коэффициент надежности по нагрузке — внутреннему рабочему давлению в газопроводе.

принимаемый по таблице 13 СНиП 2.05.06-85*:

- коэффициент надежности по материалу принимаемый по таблице 9 СНиП 2.05.06-85*;

- коэффициент надежности по назначению газопровода, принимаемый по таблице 11 СНиП 2.05.06-85*;

m - коэффициент условий работы газопровода, принимаемый по таблице 1 СНиП 2.05.06-85*;

–  –  –

— расчетная длина вышлифованной зоны, мм .

Допустимую глубину вышлифованной зоны вычисляют по формуле:

(2.24) где - измеренная толщина стенки трубы (вне вышлифованной зоны), мм;

- расчетная толщина стенки трубопровода, мм, определяемая по СНиП 2.05.06-85*;

–  –  –

ремонте муфтой в зависимости от категории газопровода и типа исходного дефекта определяют по таблице 2.5 .

Таблица 2.5 — Значения предельно допустимой относительной глубины

–  –  –

— расчетная толщина стенки трубопровода, мм, определяемая по СНиП 2.05.06-85* ;

— предельно допустимая относительная глубина вышлифованной зоны при ремонте муфтой, вычисляемая по формуле (2.26)

–  –  –

(2.27) где — приведенная длина дефекта, вычисляемая по формуле (2.11) .

Предельно допустимую относительную глубину вышлифованной зоны в зависимости от категории газопровода и типа исходного дефекта определяют по таблице 2.6 .

Таблица 2.6 — Значения предельно допустимой относительной глубины

–  –  –

Если для дефектного участка трубы не выполняются условия ремонтопригодности контролируемой шлифовкой, сваркой или муфтой, то назначается ремонт заменой катушки.

При значительной трудоемкости шлифовальных работ может быть назначен ремонт заменой трубы, если выполняется условие:

(2.28)

–  –  –

2.4.4.1. Ограничения на применение муфт и катушек для ремонта трубы и участка газопровода Труба подлежит замене, если для ее ремонта требуется более трех муфт и катушек. Если для дефектной трубы определен метод ремонта муфтой или контролируемой шлифовкой с объемом вышлифованного металла, допускающим замену трубы, то с одной из сторон от нее должна быть труба, на которой не применяют метод ремонта установкой муфты, а объемы контролируемой шлифовки не превышают уровня допускающего замену трубы .

Таким образом, допускается подряд не более двух дефектных труб, для которых назначен метод ремонта установкой муфты или контролируемой шлифовкой с объемом вышлифованного металла, допускающим замену трубы .

Трубы, для которых эти требования не могут быть обеспечены, подлежат замене. Не допускается расположение подряд более двух труб, для которых назначен метод ремонта наплавкой, при суммарной площади дефектов более четырех величин допускаемой в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-137 площади дефекта. Трубы, для которых эти требования не могут быть обеспечены, подлежат замене .

–  –  –

Лист Расчет оценки работоспособности участков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами 78 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

1) В формуле (3.9) температурный перепад t принимают равным разнице между температурой эксплуатации газопровода и его температурой непосредственно после засыпки или другого способа фиксирования при монтаже. В зависимости от знака t температурные напряжения, выраженные первым слагаемым в правой части формулы (3.9), могут принимать положительное или отрицательное значение. В первом случае их считают растягивающими, а во втором - сжимающими .

2) Если значение радиуса упругого изгиба оси газопровода, используемое в формуле (3.10), невозможно определить по имеющейся документации или иным способом, то его в соответствии с нормами и правилами принимают равным 1000Dн .

3) Знак "плюс" в формуле (3.10) относится к растягивающим напряжениям от изгиба в сечении трубы, а знак "минус" - к сжимающим напряжениям от изгиба в том же сечении .

Для участков газопроводов, находящихся в непроектном положении, суммарные продольные напряжения рекомендуется определять с учетом упругопластических свойств материала трубы. Влияние продольных напряжений на разрушающее давление для одиночного дефекта учитывают в зависимости от их величины и знака. Оценку работоспособности участка газопровода с одиночным дефектом при учете напряжений от внутреннего давления и сжимающих напряжений от осевых и изгибающих нагрузок и воздействий проводят с учетом соответствующих данных таблицы 3.1. Глубину дефекта d считают постоянной и равной максимальной по всей его длине l в продольном направлении (см. рисунок 3.1). Ширину дефекта считают равной максимальной длине дефекта в окружном направлении .

Если суммарные продольные напряжения пр, вычисленные по формуле (3.8), являются сжимающими, то их следует учитывать при выполнении неравенства пр 1 (3.11)

–  –  –

выше или ниже текущей линии проекции в пределах рассматриваемой части (см. рисунок 3.3) .

Ломаные стрелки на рисунке 3.3 означают, что соответствующие им дефекты, кроме текущей линии проекции, должны быть также спроектированы на другие (по направлению ломаной стрелки) линии проекции .

–  –  –

Рисунок 3.4 - Пересечение проекций одиночных дефектов на линии проекции с образованием объединенных дефектов При объединении внутреннего и внешнего дефектов стенки трубы глубину объединенного дефекта принимают равной сумме глубин этих дефектов (см .

рисунок 3.5) .

Для зон, где потеря металла вследствие сплошной коррозии меньше 5 % от номинальной толщины стенки t, допускается использовать локальные размеры толщины стенки трубы tl и глубины дефекта dl, (см. рисунок 3.6) .

Рисунок 3.5 - Объединение внутреннего и внешнего дефектов

–  –  –

Для учета взаимодействия последовательно пронумерованных дефектов составляют всевозможные комбинации объединения дефектов по следующим правилам:

– если число дефектов на текущей линии проекции больше либо равно двум, учитывают все пары последовательно расположенных взаимодействующих дефектов (первый и второй, второй и третий, третий и четвертый и т.д.);

– если число дефектов на текущей линии проекции больше либо равно трем, то кроме учитываемых на предыдущем шаге пар дефектов учитывают все

–  –  –

3а разрушающее давление pр для текущей линии проекции, в пределах рассматриваемой части принимают минимальное его значение из всех рассчитанных по формуле (3.20) для одиночных дефектов и рассчитанных по формуле (3.24) для всех наборов объединенных дефектов, то есть pр = min (p1,p2,..., рN, рnm). (3.26) Оценку разрушающего давления pр для каждой следующей линии проекции в пределах данной части разбиения проводят по алгоритму. Разрушающим давлением считают минимальное из полученных значений разрушающего давления для каждой линии проекции в пределах рассматриваемой части газопровода. Аналогично проводят оценку разрушающего давления pр для следующей части протяженностью, перекрывающей предыдущую в 5, 0 Dн t осевом направлении на протяжении .

2,5 Dн t Итоговым разрушающим давлением pр на участке газопровода с групповыми взаимодействующими дефектами при учете напряжений от внутреннего давления считают наименьшее из разрушающих давлений, рассчитанных для каждой из частей .

Наиболее опасным дефектом на оцениваемом участке газопровода считают одиночный или объединенный дефект .

–  –  –

Лист Расчет оценки работоспособности участков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами 87 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

4. Исследование дефектного участка действующего газопровода. Выбор метода ремонта для дальнейшей эксплуатации трубопровода

4.1 Выявление дефектов при ДДО с помощью методов НК .

Оформление отчетных документов для назначения методов ремонта Были проведены работы по дополнительному диагностическому обследованию в шурфах на участке:

Паспортные данные газопровода Наименование трубопровода................«Омск - Новосибирск»

Проектное давление, МПа (кгс/см2)...........5,39 (55) Рабочее давление, МПа (кгс/см2)................5,39 (55) Диаметр, мм

Толщина стенки труб, мм

Марка стали труб газопровода

Категория

Тип защитного покрытия

По результатам ВТД была выбрана труба №4613 смотреть рисунок 4.1.

По отчету видно что у нас 7 дефектов:

– 4 дефекта это аномалия кольцевого шва

–  –  –

Разрушающее давление для трубы Р о/р = 7,74 МПа .

Расчетное допустимое давление для трубы Рдоп = 4,87 МПа .

Оцениваемый участок газопровода не удовлетворяет критерию работоспособности Рдоп = 4,87 МПа Рпасп. = 5,39 МПа и должен быть отремонтирован. Согласно п.9.7 СТО 2-2.3-112-2007 рабочее давление на этом участке должно быть снижено до уровня допускаемого Р доп = 4,87 МПа или дефект должен быть устранен в соответствии с правилами проведения ремонтных работ для таких дефектов с последующей эксплуатацией при прежнем уровне рабочего давления Рраб =5,39 МПа .

Лист Исследование дефектного участка действующего газопровода. Выбор метода ремонта для дальнейшей эксплуатации трубопровода 91 Изм. Лист № докум. Подпись Дата

4.2 Назначение метода ремонта и подготовительные работы В связи тем что данный участок подлежит ремонту так как дефекты были обнаружены не допустимые дефекты в сварном соединение и сама форма шва .

Согласно СТО Газпром 2-2.3-137 ремонт производим заменой катушки .

Трубы ремонтируемого участка газопровода, катушка, ввариваемая в ремонтируемый участок газопровода, должны отвечать следующим требованиям:

а) отклонение от перпендикулярности торцов труб, катушки (косина реза) должно быть в пределах допусков технических характеристик применяемого оборудования орбитальной резки, но не более 2,0 мм;

б) длина катушки должна быть не менее диаметра и должна превышать длину вырезанного или планируемого к вырезке дефектного участка газопровода на величину от 100 до 150 мм в каждую сторону .

После вырезки дефектного участка трубы с повреждениями, а также в во всех случаях резки труб, с целью выявления возможных расслоений, необходимо выполнить ультразвуковой контроль всего периметра участка трубы на ширине не менее 40 мм от резаного торца. При наличии расслоений торец трубы должен быть отрезан на расстояние не менее 300 мм и произведен повторный ультразвуковой контроль в аналогичном порядке .

Производить резку труб, выполняя специальные сварные соединения (захлестов и др.), с применением оборудования механизированной орбитальной газовой или воздушно-плазменной резки с последующей механической обработкой резаных торцов труб станком подготовки кромок или шлифмашинками до требуемой разделки, при этом, в случае обработки торцов труб станком подготовки кромок, металл резаных торцов должен быть предварительно сошлифован механической обработкой шлифмашинками на глубину от 0,5 до 1,0 мм, а внутреннее усиление заводского шва должно быть сошлифовано заподлицо с внутренней поверхностью трубы .

После механической обработки концы труб должны быть защищены от механических повреждений обечайками, а также для предотвращения Лист Исследование дефектного участка действующего газопровода. Выбор метода ремонта для дальнейшей эксплуатации трубопровода 92 Изм. Лист № докум. Подпись Дата попадания внутрь труб влаги, снега и др. их концы должны быть закрыты инвентарными заглушками .

Геометрические параметры торцов труб, с разделкой кромок либо обработанных механическим способом должны соответствовать требованиям СТО Газпром 2-2.3-137-2007 и операционно-технологических карт сборки и сварки .

Рисунок 4.4- Геометрические параметры разделки кромок торцов труб для ручной дуговой сварки покрытыми электродами после разделительной резки и механической обработки Контроль размеров подготовки кромок труб под сварку должен выполняться универсальными шаблонами типа УШС .

Внутренняя полость труб, перед сборкой должна быть очищена от попавшего грунта, снега и других загрязнений. При очистке внутренней полости труб с внутренним гладкостным покрытием его целостность не должна быть нарушена .

Свариваемые кромки и прилегающие к ним внутренние и наружные поверхности свариваемых элементов должны быть зачищены механическим способом шлифмашинкой на ширину не менее 15 мм. Усиление заводских швов снаружи трубы должно быть удалено механическим способом (шлифованием) до остаточной величины от 0,5 до 1,0 мм на расстоянии от 10 до 15 мм от торца трубы .

Лист Исследование дефектного участка действующего газопровода. Выбор метода ремонта для дальнейшей эксплуатации трубопровода 93 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Сборку, прямых вставок (катушек), сборку соединений следует выполнять с применением специальных наружных центраторов (многозвенные с ручным или гидромеханическим приводом, специальные центраторы-корректоры) .

Наружные центраторы не должны оставлять недопустимых дефектов, загрязнений (масляных пятен и др.) на внутренней или наружной поверхности свариваемых элементов (рисок, царапин и др.) .

Допускаются смещения кромок при сборке стыковых соединений:

а) электросварных труб, при этом:

–наружное смещение стыкуемых кромок с номинальной толщиной стенки менее 10,0 мм не должно превышать 40 % толщины стенки, но не более 2,0 мм;

Измерение величины смещения кромок при сборке следует выполнять универсальным шаблонами типа УШС по наружным поверхностям или специальными шаблонами по внутренним поверхностям свариваемых элементов.

При сборке заводские швы свариваемых труб, рекомендуется располагать в верхней половине периметра, при этом их следует смещать друг относительно друга на расстояние не менее:

– 100 мм для сварных соединений 500 и более;

В случаях технической невозможности смещения заводских швов при сборке соединений захлестов и др. расстояние между смежными заводскими швами рекомендуется согласовать с органами технического надзора Заказчика .

Не допускается в процессе сборки соединений труб, применением центраторов для установления необходимых параметров сборки (зазора, смещения кромок) применять ударный инструмент. Величина зазора при сборке стыковых соединений труб, назначается в зависимости от применяемых способов сварки первого (корневого) слоя шва, диаметров сварочных материалов и приведена в таблице 4.1 .

–  –  –

Количество, размеры прихваток в зависимости от номинального диаметра свариваемых элементов должны соответствовать требованиям таблицы 4.2 .

Прихватки следует выполнять сварочными материалами, рекомендованными для сварки корневого слоя шва .

Таблица 4.2 - Величина зазора при сборке стыковых соединений труб, труб с СДТ, ЗРА Лист Исследование дефектного участка действующего газопровода .

Выбор метода ремонта для дальнейшей эксплуатации трубопровода 95 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Прихватки должны располагаться на расстоянии не ближе 100 мм от заводских швов свариваемых элементов. Начальный и конечный участки каждой прихватки следует обработать механическим способом шлифмашинкой для обеспечения плавного перехода при сварке первого (корневого) слоя шва .

До начала сварки (в т.ч. прихваток) должен производиться предварительный подогрев свариваемых кромок и прилегающих к ним участков труб, в соответствии с требованиями п.10.3 СТО Газпром 2-2.2-136-2007 .

При сварке корневого слоя шва соединений, сборка которых выполнена на наружном звенном центраторе, не допускается освобождать стягивающие механизмы центратора до выполнения не менее 60 % корневого слоя шва, при этом участки корневого слоя шва следует равномерно располагать по периметру сварного соединения, начало и конец каждого участка должны быть обработаны механическим способом шлифмашинкой и иметь плавный переход для сварки оставшейся части корневого слоя шва. При применении специальных наружных центраторов, позволяющих выполнять сварку полного периметра корневого слоя шва, корневой слой шва должен быть выполнен по полному периметру .

Укладку (опускание) трубы или трубной секции на инвентарные опоры (лежки), деревянные брусья, мешки с песком или др.

наполнителем следует выполнять после сварки:

– корневого слоя шва ручной дуговой сваркой электродами с основным видом покрытия или механизированной сваркой проволокой сплошного сечения в углекислом газе. Расстояние между нижней образующей трубы и грунтом после укладки (опускания) трубы или трубной секции на инвентарные опоры (лежки), деревянные брусья, мешки с песком или др. наполнителем должно быть не менее 450 мм .

Возбуждение дуги при сварке следует выполнять только с поверхности разделки кромок свариваемых элементов. Не допускается зажигать дугу на поверхности металла труб .

Лист Исследование дефектного участка действующего газопровода. Выбор метода ремонта для дальнейшей эксплуатации трубопровода 96 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Количество слоев сварного шва, проходов (валиков) в каждом слое сварного шва при многопроходной (многоваликовой) сварке следует назначать в зависимости от толщины свариваемых кромок труб, способа сварки, параметров сборки и режимов сварки и указывать в операционнотехнологической карте сборки и сварки .

В процессе сварки должен осуществляться пооперационный внешний осмотр качества выполнения слоев шва на отсутствие дефектов. Видимые дефекты швов должны своевременно устраняться. Пооперационный внешний осмотр должен осуществляться непосредственным руководителем сварочных работ (мастером, прорабом), являющимся специалистом сварочного производства не ниже II-го уровня профессиональной подготовки в соответствии с ПБ 03-273В процессе сварки каждый слой шва и свариваемые кромки, а также после завершения сварки облицовочный слой и прилегающие к нему поверхности труб на расстоянии не менее 10 мм должны быть зачищены от шлака и брызг наплавленного металла механическим способом шлифмашинками. После завершения сварки всех слоев шва неповоротных кольцевых стыковых соединений труб, до укладки в траншею, может быть переложен с инвентарных опор (лежек) на деревянные брусья, мешки с песком или др. наполнителем или земляные призмы, накрытые специальным покрытием, обеспечивающим сохранность изоляции .

По окончании сварки при температуре воздуха ниже +5 °С и/или при наличии осадков сварные соединения должны быть накрыты влагонепроницаемым теплоизолирующим поясом до полного остывания. В непосредственной близости от выполненного сварного шва несмываемой краской должны быть нанесены клейма сварщиков, операторов или бригады сварщиков, операторов .

–  –  –

5.2 Анализ опасных производственных факторов Движущиеся машины и механизмы 1 .

При эксплуатации машин и механизмов необходимо руководствоваться СНиП III-4-80[30]. Техника безопасности при ремонте и контроле МГ, «Правила безопасной работы с грузоподъемными механизмами» и инструкции завода-изготовителя .

Руководители организации заказчика, выполняющего ремонтные работы с применением строительных машин, назначают из руководящего состава ИТР, ответственного за безопасное проведение работ .

Лица ответственные за безаварийную работу строительных машин и механизмов, обеспечивают проведение их технического обслуживания и ремонта в соответствии с графиком утвержденным главным инженером предприятия. Непосредственно Лист Социальная ответственность Изм. Лист № докум. Подпись Дата перед началом работ со строительными машинами и механизмами руководители работы определяют схему проездов техники и место их установки и способы заземления механизмов, имеющих электроприводы, На месте производства работ должно обеспечиваться хорошая видимость рабочей зоны и маневрирование техники в пределах рабочей зоны. В зоне производства работ устанавливаются знаки безопасности и предупредительные надписи. При погрузочно-разгрузочных работах следует руководствоваться ГОСТ 12.3.009СНиП III-4-80. Строповка грузов производятся испытанными стропами с инвентарными номерами или специальными грузозахватными устройствами имеющие соответствующие сертификаты заводов изготовителей. Способ строповки необходимо выбирать исходя из схем строповки, которые исключают падение или скольжение груза .

Укладывание груза на транспортное средство должно обеспечиваться устойчивым положением транспортного средства и непосредственно груза .

Запрещается выполняя погрузочно-разгрузочные работы с грузом, находящимся в неустойчивом положении. Все подъемные приспособления, а именно троса, канаты, цепи и грузоподъемные механизмы лебедки, и краны, которые применяются, при строповке испытываются по утвержденному графику, набивается клеймо или вешается бирка с указанием допустимых нагрузок, даты испытания .

Электрический ток 2 .

Источники воздействия током являются: электропроводка, оборудование, работающее от электросети. Удар током – это поражение живой ткани током, сопровождается сокращением мышц. Электрический ток, проходящий через человека, оказывает как термическое так электролитическое и биологическое воздействие.

Безопасность работы обеспечивается за счет технических и организационных мер:

установка предохранительных устройств;

нанесения изолирующих материалов Лист Социальная ответственность Изм. Лист № докум. Подпись Дата заземление, согласно ПЭУ сопротивление изолирующего материала должно быть 0,5-10 Ом м, Знаки безопасности и предупреждающе плакаты в соответствии со CНиП 12.1.030-81.ССБТ В состав бригады обязательно должен входить электрик. К работе с электрооборудованием допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование и годные по состоянию здоровья, имеющие соответствующее квалификационное удостоверение прошедшие специальное обучение и имеющие соответствующую группу допуска по электробезопасности согласно “Перечню профессий и должностей работников службы ЛЭС. Весь состав работников проходит инструктаж по электробезопасности. Все металлические корпуса сварочных аппаратов должны иметь заземление. Электрическая проводка должна быть в неповрежденной изоляции .

Для того чтобы обезопасить рабочий персонал от непредумышленного прикосновения к токоведущим источникам необходимо применять средства защиты такие как:

Защитная оболочка, Временные или стационарные ограждения, Проведение проводки или других элементов в защитном расположении, например кабель каналах, изолирующих чехлах, Изоляция рабочих мест, Защитное отключение, Блокировка и знаки безопасности, Защитное заземление или зануление, Малое напряжение, Применение при работе с электроинструментом или оборудованием СИЗ .

Лист Социальная ответственность Изм. Лист № докум. Подпись Дата

3. Электрическая дуга и металлические искры при сварке К сварочным работам на газопроводах допускаются сварщики, имеющие соответствующее квалификационное удостоверение, прошедшие проверку знаний и получившие удостоверение на право производства сварочных работ .

Сварочная бригада обязана работать только с применением средств индивидуальной защиты. Нарукавники должны быть надеты в случае сварки на потолке трубы. Если сварка идет по цветному металлу, такому как цинк или медь, необходимо использовать фильтрующий противогаз. Слесаря, работающие газопламенным оборудованием должны проводить работы в светофильтрущих очках, при работе с болгаркой. Все провода, идущие к электрооборудованию, должны подвергаться к постоянному осмотру, запрещается эксплуатировать проводку с поврежденной изоляцией .

Радиационная безопасность:

4 .

Оценка состояния радиационной безопасности в организации и в каждом регионе должна основываться на следующих показателях, предусмотренных

Федеральным законом. № 3-ФЗ:

– характеристика радиоактивного загрязнения окружающей среды;

– анализ обеспечения мероприятий по радиационной безопасности и выполнения норм, правил и гигиенических нормативов в области радиационной безопасности;

– вероятность радиационных аварий и их масштаб;

– степень готовности к эффективной ликвидации радиационных аварий и их последствий;

– анализ доз облучения, получаемых персоналом и отдельными группами населения от всех источников ионизирующего излучения;

– число лиц, подвергшихся облучению выше установленных пределов доз облучения;

– показатель радиационного риска .

Все вышеуказанные показатели, характеризующие состояние радиационной безопасности персонала радиационных объектов и населения, должны Лист Социальная ответственность Изм. Лист № докум. Подпись Дата ежегодно отражаться в радиационно-гигиенических паспортах организаций и территорий в соответствии с порядком, установленным Правительством Российской Федерации .

Анализ данных, приведенных в радиационно-гигиенических паспортах организаций и территорий, следует проводить путем сопоставления их с требованиями НРБ-99/2009, настоящих Правил и с данными предыдущих лет .

Радиационная безопасность на радиационном объекте и вокруг него обеспечивается за счет:

– качества проекта радиационного объекта;

– обоснованного выбора района и площадки для размещения радиационного объекта;

– обеспечения сохранности источников излучения и исключения возможности их несанкционированного использования;

– зонирования территории вокруг наиболее опасных объектов и внутри них;

– условий эксплуатации технологических систем;

– санитарно-эпидемиологической оценки и лицензирования деятельности с источниками излучения;

– санитарно-эпидемиологической оценки изделий и технологий;

– наличия системы радиационного контроля;

– планирования и проведения мероприятий по обеспечению радиационной безопасности персонала и населения при нормальной работе объекта, его реконструкции и выводе из эксплуатации;

– повышения радиационно-гигиенической грамотности персонала и населения .

Радиационная безопасность персонала обеспечивается:

–ограничениями допуска к работе с источниками излучения по возрасту, полу, состоянию здоровья, уровню предыдущего облучения и другим показателям;

– знанием и соблюдением правил работы с источниками излучения;

Лист Социальная ответственность Изм. Лист № докум. Подпись Дата

–защитными барьерами, экранами и расстоянием от источников излучения, а также ограничением времени работы с источниками излучения;

– созданием условий труда, отвечающих требованиям НРБ-99/2009 и настоящих Правил;

– применением индивидуальных средств защиты;

– соблюдением установленных контрольных уровней;

– организацией радиационного контроля;

– организацией системы информации о радиационной обстановке;

– проведением эффективных мероприятий по защите персонала при планировании повышенного облучения в случае аварии .

Радиационная безопасность населения обеспечивается:

– созданием условий жизнедеятельности людей, отвечающих требованиям НРБ-99/2009 и настоящих Правил;

– установлением допустимых уровней воздействия для облучения от техногенных источников излучения;

– организацией радиационного контроля;

– эффективностью планирования и проведения мероприятий по радиационной защите в нормальных условиях и в случае радиационной аварии;

– организацией системы информации о радиационной обстановке .

Радиационная безопасность пациентов при медицинском облучении обеспечивается:

– обоснованием целесообразности рентгенорадиологического исследования или лечебной процедуры;

– оптимизацией радиационной защиты пациента .

Радиационная безопасность персонала и населения от источников потенциального облучения обеспечивается применением технических мер по снижению вероятности событий, вследствие которых могут быть превышены граничные значения обобщенного риска, установленные НРБ-99/2009, а также мер по минимизации последствий радиационной аварии .

Лист Социальная ответственность Изм. Лист № докум. Подпись Дата Радиационная безопасность населения на территориях, где вследствие прошлой хозяйственной деятельности или радиационных аварий имеется остаточное радиоактивное загрязнение или источники потенциального облучения, обеспечивается мерами защиты, на основе принципа оптимизации, направленными на локализацию источника, ограничение доступа и/или информирование населения о факторах радиационной опасности .

При разработке мероприятий по снижению доз облучения персонала и населения следует исходить из следующих основных положений:

– индивидуальные дозы должны снижаться, прежде всего, там, где они превышают допустимый уровень облучения;

– мероприятия по коллективной защите людей должны осуществляться в отношении тех источников излучения, где, в соответствии с принципом оптимизации, достижимо наибольшее снижение коллективной дозы облучения при минимальных затратах;

снижение доз от каждого источника излучения должно, прежде всего, достигаться за счет уменьшения облучения критических групп населения для этого источника излучения .

Пожарная безопасность и взрывоопасность:

5 .

Для предотвращения пожаров или взрывов обобщается общее понятие – пожарная профилактика.

Её обеспечивают разными способами или средствами:

технологическими, строительными, организовано-техническими .

Пожарная профилактика важнейшая частью проблем по обеспечению пожаробезопасности и взрывобезопасности всех объектов, поэтому уделение первостепенного внимания по решению вопросов связанных защитой объекта от пожара или взрыва. При пожаре оказывается термическое воздействие на человека такие как повышение температуры, наличие открытого огня, низкое содержание кислорода, возможны взрывы, токсичный дым от продуктов горения .

Лист Социальная ответственность Изм. Лист № докум. Подпись Дата Термическое воздействие непосредственно связанно с перегревом человека и последующих биохимических изменений верхнего слоя кожи (ожога). Сильная боль, ощущающаяся при повышении температуры верхнего слоя кожи до 50 °С.. Пик болевого порока зависит от плотности теплового потока .

Например, с плотностью теплового потока 1,8 кВТ/м боль вообще не ощущается независимости от времени воздействия. Тяжесть последствий термического воздействия будет зависеть от длительности воздействия и величины теплового потока. При незначительном воздействии повреждается только верхний слой кожи, глубиной до 1 миллиметра, это ожог 1 степени характеризуется покраснением кожи. При увеличении плотности потока и времени воздействия повреждается нижний слой кожи (Дерма), это ожог 2 степени, характеризуется появлением пузырей и при еще более плотном потоке и длительном воздействии получают повреждение подкожного слоя, ожог 3 степени характеризуется полным поражением кожного покрова (обугливание) .

При ожоге 2 и 3 степени люди выживают, если место повреждения достигает менее 20% от всего тела. Если же ожоги 2 и 3 степени занимают более 20% от всего тела, то при интенсивном медицинском вмешательстве шанс есть, но он очень снижен .

Основной причиной пожара на производстве является нарушение технологических режимов работы с оборудования, неисправность оборудования, курение в неположенных местах и т.д. В соответствии с ГОСТ 12.1.010-76 вероятность возгорания производственных помещений за год должна быть менее 0,000001%. Для того чтобы предотвратить возгорание необходимо исключить источники зажигания в газоопасных средах .

Ответственные за пожарную безопасность при ремонтных работах на магистральных газопроводах, являются руководители работ. Всех работников ознакомляют с этим приказом под роспись. При проведении огневых работ устанавливаются требования пожарной безопасности в соответствии с правилом пожарной безопасности ФЗ №123 от 22.07.2008 г.. На всех ремонтных работах и работах по проведению контроля должен присутствовать Лист Социальная ответственность Изм. Лист № докум. Подпись Дата ответственный со службы пожарной безопасности и пожарное звено. Все это указывается в наряд-допуске на огневые работы. Наряд допуск согласовывает инженера СПБ, ГО и ЧС, командир пожарного звена СПБ и лица ответственные за пожарную безопасность объекта. Без наряда-допуска работы проводить запрещено. Место проведение работ должны быть оснащены огнетушителями, лопатами не менее четырех. В рабочей зоне запрещено курить, использовать открытый огонь и т.д. Вся техника должна быть с искрогасителями. Сварщики и слесаря должны быть одеты в костюм ТОК-200, а так же все принимающие участие в работе должны быть термостойкой спецодежде. Баллоны с газом должны быть с защитными крышками или предохранительными колпаками .

При транспортировке должна быть исключена возможно ударения. Перенос баллонов осуществляется в специализированных тележках. После окончания работ все используемые огнетушители отдают на перезарядку в пожарную службу СПБ. Все случаи пожара расследуются специализированной комиссией с соблюдением все норм и законов РФ. По результатам расследования разрабатываются дополнительные мероприятия для предотвращения подобных случаев .

Избыточное давление:

6 .

При разгерметизации газопровода формируется ударная волна, ведущие за собой волны сжатия и волны разряжения, которые характеризуются избыточным давлением и импульсами фаз сжатия и разряжения, негативно воздействующие на работников. Характеристика барического воздействия от взрыва представлена на рисунке 5.1

–  –  –

1. Повышенный уровень шума Источники повышенного шума при рабочем процессе является звук вызванный в результате производственного процесса. Повышенный шум оказывает воздействие на слуховой аппарат человека и на другие органы не исключая и нервную систему .

Громкость, не превышающая 80 дБА, не оказывает губительное воздействие на слуховой аппарат .

Громкость, превышающая 80 дБА по нормативной документации и по СаНПиН 2.2 .

4.3359-16 превышает порог слухового аппарата и приводит к повышенному кровяному давлению .

В соответствии со СНиП 12-03-99 средствами коллективной и индивидуальной защиты являются:

Шумоизолирующие средства;

Глушители;

Вкладыши;

Лист Социальная ответственность Изм. Лист № докум. Подпись Дата Наушники;

Шумоизолированные шлема .

2. Повышенная загазованность воздуха При разгерметизации газопровода, основной опасный фактор большое содержание опасных веществ в воздушной или в водной среде, а именно метан, одоранты и другие .

Природный газ не имеет цвета, запаха, вкуса легче воздуха имеет различную токсичность в зависимости от примесей .

Природный газ, очищенный по требованиям ОСТ 51.40-83 газ горючий природный, подаваемый в магистральные газопроводы, то свойства его фактически мало чем отличаются от свойства метана .

При наличии примеси тяжелых углеводородов свойства природного газа меняется, повышается плотность, уменьшается температура воспламенения, поэтому снижается минимальное количество содержания в рабочей зоне .

Природный газ является по классу опасности: малоопасные вещества со значением предела допустимой концентрации 300 мг/м3 по ГОСТ 12.1.007-76 .

Предел концентрации для воспламенения составляет 10-15% объема воздушной среды. Температура вспышки составляет 6450С. Энергия необходимая для воспламенения составляет 0,15 мДж .

Газовый конденсат в газопроводах нестабилен. Упругость паров газоконденсата при определенной температуре напрямую зависит от давления в газопроводе. При выходе газоконденсата в первую очередь выходят вещества легких углеводородов, то есть происходит его стабилизация .

Газовый конденсат содержит пропан, бутан, этан, пентан что и определяет высокую упругость его паров. Стабильный газовый конденсат содержит в большей основе пентан и цезий и всего лишь 3% низкокипящих углеводородов таких как пропан и бутан .

Нестабильный газовый конденсат при выделении в атмосферу понижает температуру воспламенения, соответственно повышает пожаро и взрывоопасность. Предел воспламеняемости газового конденсата значительно Лист Социальная ответственность 110 Изм. Лист № докум. Подпись Дата ниже, чем у природного газа, он напрямую зависит от плотности, чем выше плотность, тем ниже предел воспламенения. В безветренную погоду тяжелые пары углеводородов, выделяемые при испарении газоконденсата, оседают на земле и скапливаются по всей ближайшей местности. Рассеиваются они, очень медленно создавая скопления взрывоопасных веществ на большой территории с низким пределом вспышки равным около 1,2% по объему .

Пары газокондесата содержащие непредельные углеводороды, относят к четвертому классу опасности для человека, это класс малоопасных веществ .

Предельная концентрация в объемной доле кислорода их составляет 300мг/м3, ГОСТ 12.1 .

005-88. По своим свойствам газовый конденсат оказывает небольшое вредное воздействие на человека, может вызвать заболевания, такие как сухость кожи, экзема и т.д. наиболее опасно попадание на слизистую оболочку. При попадании на тело, необходимо его смывать теплой водой, при возможности с мылом. При разгерметизации газопровода резко понижается температура от выходящей струи и попадание газа от струи на конечности человека может вызвать обморожение .

Одорант - В качестве одорирующего вещества в основном используют меркаптаны в некоторых случаях могут применять этилмеркаптаны, плотностью 0,84 с температурой кипения 38 °С, концетрационный предел воспламеняемости паров 3-18% от объема. Одоранты относят ко второму классу опасности – высоко опасные вещества. Предельная допустимая концентрация в рабочей зоне 1 мг/м3 имеет температуру воспламенения 300 °С, плотность паров при нормальных условиях 2.75 кгс/м3 .

Меркаптаны даже при малой концентрации вызывает резкую головную боль и тошноту. При большой концентрации действует на центральную нервную систему, приводит к судорогам, параличу и смерти. Действие меркаптанов примерно одинаковое с сероводородом .

Очень низкий предел допустимой концентрации в воздухе для метилмеркаптанов, составляет 9х10-6 мг/м3 ГН 2.2.5.686-98. Меркаптан с взаимодействием металла (окисление металла) и щелочами взаимодействует с Лист Социальная ответственность 111 Изм. Лист № докум. Подпись Дата кислородом и самовоспламеняется, является пирофорным соединением. При одорировании газа, он не становится более токсичным .

Сероводород это бесцветный газ со специфическим запахом тухлых яиц .

Плотность сероводорода 1,55, кислород по сравнению с ним имеет плотность

1.2. Температура воспламенения сероводорода 290 °С. В воде является слабой кислотой и хорошо растворяется. Цвет пламени при горении имеет синеватый оттенок. Предел воспламеняемости от 5 до 45% от объема, взрывоопасен .

Сероводород является опасным нервнопаралитическим ядом, вызывающий смерть асфиксией легких. Раздражительно действует на слизистые оболочки .

При попадании на кожу, растворенный в воде сероводород вызывает покраснение кожи, а в некоторых случаях даже экзему .

Нахождение людей в среде с содержанием 90 мг/м 3 сероводорода более 2 часов вызывает головную боль, при долгом пребывании слезотечение и светобоязнь. При высокой концентрации около 250 мг/м3 вызывает жжение в глазах, металлический привкус во рту, сильную усталость, резкие головные боли и тошноту .

Для коллективной защиты применяются вентиляционные установки, а для индивидуальной респираторы, марлевые повязки, противогазы (с фильтрующим элементом так и шланговые) и при работе в котловане костюмы Л-1 .

3. Повреждения, полученные в результате контакта с насекомыми В большинстве субъектах Российской Федерации обитают кровососущие насекомые, такие как комары, мошка, и особенно опасны клещи, каждый работник должен иметь средства индивидуальной защиты. Укус энцефалитного клеща особенно опасен для работников, поэтому данному вопросу следует уделять особое внимание. Основная необходимая мера это прививание работников от клещевого энцефалита для создания устойчивого иммунитета, так как энцефалит опасная болезнь, действующая непосредственно на центральную нервную систему. Так же необходимо обеспечивать всех

–  –  –

Для мест проведения работ необходимо общее равномерное освещение. При этом минимальная освещенность должна быть 2 люкса в независимости от применяемого источника света, исключение только автодороги. При грузоподъемных операциях освещенность мест проведение работ должна быть минимум 5 люкс, при ручной работе с грузоподъемными механизмами не менее 10 люкс. А при Визуально и измерительном контроле освещенность должна быть не менее 500 люкс .

5.4 Экологическая безопасность при авариях на газопроводах

Существенное воздействие на окружающую среду при эксплуатации газопровода происходит в результате его разгерметизации. Разгерметизация трубопровода происходит в результате коррозийных процессов, механических повреждений и стихийных бедствий .

Самый распространенный вид аварии на газопроводах это неуправляемые истечения газа в атмосферу, то есть в месте раскрытия трубопровода происходит неуправляемый выход газа под избыточным давлением .

Природный газ в большем содержании состоит из метана выход его ведет относительно локальный характер, основное воздействие оказывает тепловой фактор от ударной волны. Существенное влияние от кратковременного выхода газа, не оказывается на окружающую среду. Природный газ способен рассеиваться и уходить в верхний слой атмосферы не оказывая токсического воздействия на живые организмы, но если брать в учет что будет возгорания выходящего газа, последствия будут серьёзней .

Для того чтобы не допускать аварийных состояний проектной документацией прописывается следующие мероприятия:

Все материалы и оборудования должны иметь сертификаты от завода изготовителя .

Лист Социальная ответственность 113 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Проектирование и строительство трубопроводов проводят специализированные организации .

Проводить контроль сварных швов и испытание трубопровода .

Проводить периодические осмотры, контрольные осмотры, ревизии, ГИ периодичностью, утверждённой главным инженером эксплуатирующей организации .

5.5 Мероприятия снижающие воздействие на окружающую среду при эксплуатации газопроводов

Негативное воздействие на почвенный покров является:

Изменение рельефа;

Вырубка лесных массивов;

Уничтожение растительности .

Для того чтобы минимизировать воздействия на почвенный и растительный покров в процессе строительства и эксплуатации газопроводов проектной документацией предусмотрены мероприятия по уменьшению воздействий на природные ресурсы .

Строительство в первую очередь вдоль трассовых проездов и переездов;

Проезд строительной техники разрешен только по специально сооруженным проездам в пределах зоны производства работ;

Постоянная утилизация отходов, на месте производства работ;

Исключительно использовать только исправные и взрывозащищенное оборудование;

На все материалы должны иметься соответствующие сертификаты соответствия;

Заправка техники и оборудования должна проводится на специализированной площадке;

Обязательное обвалование мест проведение работ .

Все работы должны проводиться специалистами с соответствующей квалификацией;

Рекультивация загрязненных земель .

Лист Социальная ответственность Изм. Лист № докум.

Подпись Дата Для уменьшения воздействия от выброса загрязняющих веществ в окружающую среду предусмотрено:

Все материалы, использованные при строительстве должны иметь соответствующий сертификат качества;

Запрещается разжигать костры и сжигать, какие либо отходы;

Необходим периодический экологический контроль выбросов со стороны подрядчика от строительной техники;

Все материалы для ремонта не должны выделять токсичные вещества в атмосферу;

Необходим постоянный надзор за нарушениями природоохранного законодательства .

По проектной документации рекомендованы природоохранные мероприятия, от выбросов токсичных и канцерогенных веществ в зоне производства работ:

Для того чтобы исключить все нежелательные последствия для окружающей среды предусмотрены мероприятия:

Исключить слив воды без преждевременного отстаивания, так как с этой водой могут поступить загрязненные вещества, попавшие из трубопровода .

Они могут быть с частицами грунта и даже с незначительной коррозией металла. Верхний слой воды после отстаивания будет практически соответствовать ее химическому составу, а остальные вещества выпадут в осадок .

Концентрация взвешенных веществ сливаемых после гидроиспытаний составляет около 650 г/м3, после отстаивания уменьшается в 10 раз и составляет не более 65 г/м3. После отстаивания воду сливают в низину, на водосборную площадь, но перед сбросом воды проводят анализ на содержание взвешенных веществ .

Для того чтобы исключить просачивания воды через грунт стенки и дно котлована покрывают полиэтиленовой пленкой, с дальнейшей ее утилизацией .

После опорожнения котлована его следует засыпать свежим грунтом .

Лист Социальная ответственность Изм. Лист № докум. Подпись Дата Разгрузка труб должна осуществляться на специально отведенные места, заранее подготовленные для временного хранения трубной продукции, не допускается хранение трубной продукции на земле, без защитных заглушек на концах предотвращающих попадание внутрь посторонних предметов, осадков и так далее .

Всасывающий шланг насоса должен иметь сетчатый фильтр для исключения попадания кусков грунта и посторонних предметов вместе с водой .

После завершения работ по ГИ все приямки, временные амбары засыпать грунтом, после рекультивации земли .

Топливо на строительных площадках хранить запрещается. Заправка строительной техники производится на специально оборудованных площадках .

Топливозаправщик находится на этих площадках 2-3 часа раз вдвое суток до полного окончания работ. Временная площадка должна быть выложена из бетонных плит и обвалована, для исключения растекания топлива. Так же должен быть оборудован уклон для стекания жидкости во временную емкость, после окончания всего производственного процесса временную емкость демонтируют .

5.6 Мероприятия для безопасной эксплуатации газопроводов для окружающей среды

Транспортировка природного газа трубопроводным транспортом при правильном обслуживании газопроводов исключает выход природного газа в атмосферу, за исключением некоторых случаев связанных с природными катаклизмами и повреждения газопроводов из вне .

Основные задачи для надежной эксплуатации газопроводов:

Полный технологический надзор над качеством строительства и ремонта .

Периодическое проведение внутри инспекционного контроля, для выявления поврежденных или подверженных коррозии участков .

Своевременное и периодическое обследование пересечений газопроводов с различными коммуникациями .

Своевременный плановый ремонт .

Лист Социальная ответственность Изм. Лист № докум. Подпись Дата Периодический обход, объезд, облет трассы трубопровода .

Своевременное проведение контрольных осмотров, ревизии, ГИ, проверка глубинны заложения .

Все оборудование, установленное на газопроводе, может стать причиной утечки, из-за нарушения герметичности. Регламентная работа не включает в себя какие либо не герметичности, а наоборот говорит о аварийной ситуации .

Задвижки негерметичные по сальниковым уплотнениям или фланцевым соединениям запрещается эксплуатировать. Такие не герметичности обнаруживаются при плановых обходах трассы, при возможности устраняются, если же устранить не удается, готовятся мероприятия на замену негерметичной задвижки или другой арматуры .

5.7. Безопасность на магистральных газопроводах при ЧС Самым опасным в производственном процессе, а так же разрушительным из вида ЧС является возгорание или взрыв на территориях хранения нефти или газа (резервуарных парках) и т.д. Для предотвращения пожара необходимо исключить все источники зажигания в газоопасной зоне. Так же необходимы системы защиты от неконтролируемого выброса газа или другого продукта из трубопроводов или других сооружений. Необходимо проводить тренировочные мероприятия с рабочим персоналом по предупреждению аварий, а так же ликвидации и локализации аварий, или возгораний газовоздушной смеси .

Чрезвычайная ситуация (ЧС) – это определенная ситуация складывающаяся в результатах аварий либо природного явления, катастроф, стихийных бедствий которые влекут за собой непосредственно человеческие жертвы, или ущерб здоровью людей и ущерб природной среде, влекущие для предприятия огромными материальными затратами .

Авария на магистральном газопроводе может привести к ЧС, так как в результате разгерметизации происходит загрязнение окружающей среды и большая вероятность возгорания с последующим разрушением вблизи построенных сооружений, гибель людей и т.д .

Лист Социальная ответственность 117 Изм. Лист № докум.

Подпись Дата ЧС возникающая на магистральном газопроводе, может привести к следующим событиям:

Смертельные случаи, травмированные работники с потерей трудоспособности или групповой травматизм, возгорание газовоздушной смеси, продолжительный выброс транспортируемого продукта .

Основное решение по надежности магистрального газопровода является:

Выбор труб и материалов при строительстве соловеющего качества и под соответствующие условия эксплуатации (климат, район строительства и т.д.);

Контроль строительно-монтажных работ;

Ежегодное проведение контрольных осмотров, плановых ремонтов и периодическое проведение ГИ, ревизий и т.д .

На все материалы необходимы сертификаты качества и разрешение Ростехнадзора;

Постоянный контроль давлений и других технических характеристиках на всех наружных технологических установках (КПП СОД, запорной арматуры, конденсатосборников и т.д.);

Для повышения надежности эксплуатации газопровода необходимо ежедневный плановый обход трассы трубопровода, охранных зон. Безопасная эксплуатация трубопровода достигается комплексом мероприятий, которые направлены на соблюдение регламента работ по обслуживанию трубопроводов, а так же работ по ликвидации и локализации аварий .

–  –  –

Научный проект оценивается степенью готовности к коммерциализации и помогает выяснить уровень знаний для проведения проекта. Для этого заполним таблицу показывающую степень проработки проекта со стороны коммерциализации и компетентности разработчика .

–  –  –

6.4 Материальные потери при проведении аварийно-восстановительных работ Затраты формируется по следующим элементам с экономической обоснованностью:

материальные;

оплата труда;

социальные отчисления;

амортизационные отчисления;

прочие расходы .

Проведем подсчет затрат на потребность в топливе для выполнения работ и доставки работников и оборудования на место проведение работ:

Камаз-503421 ед. – расход топлива (Дизель) 32 л/100км, пробег 350км;

–  –  –

Выплаты страховых взносов за работников в внебюджетные фонды, страхование работников от несчастных случаев:

(45424,26+89115,4)*30% =40361,89 руб .

амортизационные отчисления определяют из балансовой стоимости основного производственного фонда, активов не связанных с материальным имуществом и утверждённые в установленном порядке нормы амортизации, с учетом ускоренной амортизации .

В прочие расходы входят, затраты на возведение временной инфраструктуры, питание работников (сух паек), средства коллективной защиты и составляют 10% из фонда оплаты труда .

(45424,26+89115,4)*2% = 2690,78руб .

–  –  –

СНиП III-4-80. «Правила безопасной работы с грузоподъемными 25 .

механизмами»;

ГОСТ 12.3 .

009-76 Работы погрузочно-разгрузочные;

26 .

CНиП 12.1 .

030-81.ССБТ «Электробезопасность. Защитное заземление .

27 .

Зануление»;

ОСПОРБ – 99/2010 «Основные санитарные правила обеспечения 28 .

радиационной безопасности»;

ГОСТ 12.1 .

010-76 «Взрывобезопасность»;

29 .

ФЗ - №123 от 2008 г. «Технический регламент о требованиях пожарной 30 .

безопасности»;

СаНПиН 2.2 .

4.3359-16 «"Санитарно-эпидемиологические требования к 31 .

физическим факторам на рабочих местах»;

СНиП 12-03-99 «Безопасность труда в строительстве»;

32 .

ОСТ 51.40-83 «Газы горючие природные, подаваемые в магистральные 33 .

газопроводы»;

ГОСТ 12.1 .

005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к 34 .

воздуху рабочей зоны»;

ГН 2.2.5.686-98 «Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных 35 .

веществ в воздухе рабочей зоны»;

–  –  –

Pipe surface preparation for supplementary inspection is performed in two stages .

The first stage involves determining an inspection area and the second one is preparing pipe surface in the inspection area for a further inspection .

Detection of an inspection area (marking):

– Mark off the distance from the nearest girth weld to a defect, taking into account the angular position of the beginning of the defect specified in the in-line inspection (ILI) report. Mark a point on the pipeline;

– the defect length is measured along the gas flow. 0.3 m is measured from the beginning and the end of the defect along and against the gas flow. As a result, we get horizontal boundaries of the inspection are;

– the defect width is marked off clockwise;

– a distance equal to 20° is marked off from the beginning and end of the defect in the circumferential direction, on either side clockwise. As a result, we get vertical boundaries of the inspection area;

– if the defect is on a girth weld, the whole weld and the adjacent longitudinal (spiral) welds are prepared for the inspection at a distance of 0.3 m from a tie point;

- If, during a supplementary inspection, the boundaries of the detected defect cross the boundaries of the prepared inspection area, then the inspection area should be expanded to the required dimensions .

- Pipe surface preparation:

- - remove the pipeline wrapping in the inspection area. The surface of the parent metal and the heat-effected zone of the welding joints subject to inspection must be without buckles and uneven surfaces that prevent proper acoustic contact during an ultrasonic inspection;

- - clean the metal surface in the inspection area from corrosion products, grit, dirt, primer, bitumen, oil, slag, metal sprays and other contaminants that impede control;

–  –  –

- the heat-effected zone of the welding joint, inspected by the ultrasonic method, must be cleaned out on both sides of the weld reinforcement. The width of the cleaning area to each side of the weld should be at least 2.5 · + 50 mm (where is the thickness of the pipe wall, mm) .

The inspected surfaces should be sufficiently illuminated for proper defect detection and compliance with GD 03-606-03 requirements - no less than 500 Lux .

The location of the supplementary inspection should be protected from atmospheric precipitations and low temperatures beyond the operating range when inspecting equipment and flaw-detective materials .

A nondestructive testing operator who performs the supplementary inspection shall control the accuracy of pipe identification, and defect binding using pipe stringing data and the register of the revealed anomalies in the in-line inspection report, and also the quality of metal surface preparation in the inspection area .

Procedure for performing the supplementary inspection of defects Defects of pipe geometry Buckle, wrinkle

The measured parameters of defects (Figures 2.2 and 2.3) are:

- defect size along the pipe generatrix, lвм (lг);

- defect size around the pipe circumference, cвм (cг);

- the maximum deflection of a buckle (depth), W00 (WP0);

- maximum wrinkle height Hг;

- wall pipe thickness in the places where its geometry changes .

Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата Visual defect inspection is carried out. During the inspection the correspondence between the real type of the defect and the type indicated in the in-line inspection report is examined .

Figure 2.2 .

Longitudinal (а) and transverse (б) cross-sections of a pipeline in the buckle area Buckle and wrinkle parameters are determined by the visual measurement method .

The defect size along the pipe generatrix l is defined as the distance along the pipe between the two extreme points of the defect. The size of the defect around the pipe circumference c is defined as the distance in the circumferential direction between the two extreme points of the defect. The depth W00 (WP0) and the height Hг of the defect are measured with a depth gauge or depth gauge micrometer .

Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата Figure 2.3. Wrinkle Measurement of the defect depth (height) with the depth gauge or depth gauge micrometer should be done using a support bar. The distance between the supports of the bar must be bigger than the defect size along the pipe axis. The bar must be installed on the defect-free sections of the pipe .

The maximum value measured at different defect points is considered as the depth (height) of the defect. The wall pipe thickness at the places where its geometry changes and in the defect area (at a distance of 40 50 mm from its boundaries) is measured with an ultrasonic thickness gauge. If there are several defects in the inspected area, then the parameters of each defect are measured, and the distance between them is indicated. If the buckle or the wrinkle is adjacent to the welding joint or located on the welding joint, then the distance of the defect boundary from the transverse and (or) longitudinal welding joints should be measured .

The distance from the defect to the welding joint is the distance between the parallel straight lines, one of which passes along the edge of the welding joint, the other goes along the defect boundary. The joint area where the defect is adjacent or where it is located is subject to ultrasonic testing .

The length of the joint area to be inspected consists of the length of the adjoining site of the defect and sites of 100 mm in length each side of the adjoining site (Figure 2.4) .

Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата Figure 2.4. Length of the inspected joint area The buckle and wrinkle should be examined for the additional defects in them .

External additional defects (machining tool marks, tear, external metal loss, cracks and laminations coming out to the surface) are determined by the visual method and / or by the method of dye penetrant inspection or magnetic particle inspection .

Internal additional defects (internal metal loss, cracks and metal laminations) are determined by the ultrasonic method. If an additional defect is detected, its parameters must be monitored in accordance with the type of the defect .

Instruments and devices for the supplementary inspection: ruler, measuring reel, beam compass, depth gauge, micrometric depth gauge (for additional defects control), straightedge with brackets, ultrasonic thickness gauge, ultrasonic flaw detector, portable magnetic particle detector, flaw-detective kit for dye penetrant inspection .

Out-of-roundness, reduction parameters are determined by the visual and measurement method .

The measured parameters are:

– The smallest Dmin and the largest Dmax pipe diameter in the defect area (Figure 2.5);

– coordinates of the cross-section (distance from / to the girth joint), where the pipe has the smallest / largest diameter .

The pipe diameter is measured with a micrometer caliper or pipe caliper with a pitch of 50 mm along the pipe axis. From the data obtained, the smallest - Dmin and the largest -Dmax values are chosen. The measured value and the coordinates of the measuring point are put down in the Supplementary Inspection Act. The distances from the point with the smallest and largest diameter to the defect boundary, to the nearest girth joint, to the longitudinal joint, to the pipe generatrix are measured. The Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата pipe wall thickness in the places where its geometry changes is measured by an ultrasonic thickness gauge. The location of the cross-section, where the diameter of the pipe has the smallest and largest values due to the deformation, is determined. If the out-of-roundness of the pipe is accompanied by the buckle, then the parameters of the combined defect "reduction + buckle" are additionally measured .

Figure 2.5 .

Pipeline out-of-roundness The combined defect "reduction + buckle" should be examined for additional defects. If an additional defect is detected, its parameters must be monitored in accordance with the type of the defect. Instruments and devices for supplementary inspection: micrometer caliper (lever-type) or a pipe caliper, a ruler, a measuring reel, a beam compass, a depth gauge, a micrometric depth gauge (for checking additional defects), a straightedge with brackets, an ultrasonic thickness gauge, an ultrasonic flaw detector, a portable magnetic particle detector .

Metal loss defects Metal loss caused by corrosion

The measured defect parameters are (Figures 2.6 and 2.7.):

– defect (area) size along the pipe generatrix, lk;

–  –  –

Visual defect inspection is carried out. During the inspection the correspondence between the real type of the defect and the type indicated in the in-line inspection report is examined .

The parameters of the external metal loss are determined by the visual measurement method .

The type of the defect (single or combined) is determined before measuring. The boundaries of corrosion damage are outlined .

It is necessary to measure the parameters of each single defect. When schematizing group defects, the depth of each defect in the group of interacting defects is measured. The maximum value measured at different defect points is considered as the defect depth .

Figure 2.6. Metal loss defect (external and internal)

Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата The defect (defective area) size along the pipe generatrix lk is defined as the distance along the pipe between the two extreme points of the defect, where the depth of the defect does not exceed the error of the instrument used to measure the defect depth .

The defect (defective site) size around the pipe circumference ck is defined as the distance in the circumferential direction between the two extreme points of the defect, where the depth of the defect does not exceed the error of the instrument used to measure the defect depth .

The depth dk of the external metal loss is measured with a depth gauge or micrometer depth gauge. Measurement of the defect depth with a depth gauge or micrometer depth gauge should be done by using a support bar. The distance between the supports of the strip must be bigger than the size of the defect along the pipe axis .

The bar must be installed on the defect-free sections of the pipe. The depth of defects is measured over the entire length of the defective area in its ring cross sections located at no more than 25 mm from each other. The maximum values of the defect depth are written down in the table according to the results of measurements in each ring cross section .

The maximum value measured at different defect (defective site) points is considered as the defect depth. The inspection of pipe wall thickness is performed at a distance of at least 40 50 mm from the defect boundaries .

If the corrosion defect is located on the internal surface of the pipe (internal corrosion), the boundaries of the corrosion damage and the wall loss ост should be determined by using an ultrasonic thickness gauge and / or an ultrasonic flaw detector. The joint area where the corrosion defect is adjacent or where it is located is subject to ultrasonic testing. The defect is considered to be adjacent to the welding joint if it is located at a distance of 3н and less than 3н from the welding joint .

The distance from the defect to the welding joint is the distance between the parallel straight lines, one of which passes along the edge of the welding joint, and the other goes along the defect boundary .

Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата If the coordinates of external corrosion coincide with the internal one (Figure 2.7), the wall loss is measured by the ultrasonic flaw detector .

Figure 2.7 .

Wall loss in case of the combination of external and internal metal loss Instruments and devices for the supplementary inspection: ultrasonic thickness gauge, ultrasonic flaw detector, ruler, measuring reel, magnifying glass, beam compass, death gauge, micrometer depth gauge, welder’s gauge (for monitoring geometric parameters of joints adjacent to corrosion defects), support bars .

Defects of mechanical origin (machining tool marks, scratches, tears)

Measured parameters of the mechanical defects (figure 2.8):

– the defect size along the pipe generatrix lм;

the defect size around the pipe circumference см;

– defect width bм;

– maximum defect depth dм;

– distance from the defect boundary to transverse (A) and (or) longitudinal (B) welding joints (see Figure 2.8) .

Visual inspection of the defect is carried out. During the inspection the correspondence between the real type of the defect and the type indicated in the inline inspection report is examined. The parameters of the external mechanical defects (machining tool marks, scratches, tears) are determined by the visual measurement method and dye penetrant inspection or magnetic particle flaw detection method. The defect size along the pipe generatrix is defined as the distance along the pipe between the two extreme points of the defect, where the depth of the defect does not exceed Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата the error of the instrument used to measure the defect depth. The defect size around the pipe circumference см is defined as the distance in the circumferential direction between the two extreme points of the defect, where the depth of the defect does not exceed the error of the instrument used to measure the defect depth. The defect opening bм is defined as the maximum distance perpendicular to the longitudinal axis of the defect between the two extreme points of the defect, where the defect depth does not exceed the error of the instrument used to measure the defect depth .

Figure 2.8 .

Machining tool marks, tears, mechanical damage The defect depth dм is measured with a depth gauge or micrometer depth gauge .

Measurement of the defect depth with a depth gauge or micrometer depth gauge should be done by using a support bar. The distance between the supports of the bar should be greater than the size of the defect along the pipe axis. The bar should be installed on the defect-free sections of the pipe. The maximum depth value measured at different defect points is considered as the depth of the defect .

The pipe wall thickness is measured with an ultrasonic thickness gauge in the defect area (at a distance of 40 50 mm from its boundaries) .

If the mechanical defects are adjacent to the welding joint or located on the welding joint, the distance of the defect boundary from the transverse and (or) longitudinal welding joints should be measured. The defect is considered to be Лист Изм. Лист № докум. Подпись Дата adjacent to the weld, if it is located at a distance of 3н or less than 3н from the welding joint. The distance from the defect to the welding joint is considered to be the distance between the parallel straight lines, one of which passes along the boundary of the welding joint, and the other goes along the edge of the defect .

The joint area where the defect is adjacent or where it is located is subject to ultrasonic testing .

The length of the joint area to be inspected consists of the length of the adjoining site of the defect and sites of 100 mm in length each side of the adjoining site .

Mechanical defects (machining tool marks, tears, and etc.) should be checked for additional defects - cracks. The base of the defect should be checked with a 4-10 times magnifying glass. Internal mechanical defects (machining tool marks, tears and etc.) should be examined by an ultrasonic flaw detector with an angle transducer in order to specify the parameters of the defect depth and its extent .

If there is a crack, ultrasonic flaw detection and (or) dye penetrant inspection or magnetic particle inspection are performed to determine its parameters. Ultrasonic flaw detection should be carried out by an angle transducer .

Instruments and devices for the supplementary inspection: ultrasonic thickness gauge, ultrasonic flaw detector, magnetic particle flaw detector, dye penetrant inspection kit, beam compass, depth gauge, micrometric depth gauge, support bars, ruler, measuring reel, magnifying glass.




Похожие работы:

«ПРОЕКТНАЯ ДЕКЛАРАЦИЯ Первый клубный № 50-001615 по состоянию на 30.01.2019 Дата подачи декларации: 01.10.2018 01 О фирменном наименовании (наименовании) заст ройщика, мест е нахождения заст ройки, режиме...»

«Труды МАИ. Выпуск № 83 www.mai.ru/science/trudy/ УДК: 621.391.31 Оценка целостности сигналов в печатных платах системы автономной навигации космического аппарата Суровцев Р.С.*, Газизов Т.Р. ** Томский государственный университет систем управления и радиоэлектроники, ТУСУР, проспект Ленина, 40, Томск, 634050, Росси...»

«Глава 2 H202 МЕХАНИЗМ ДЕЙСТВИЯ ПЕРЕКИСИ ВОДОРОДА H202 Глава 2. Механизм действия перекиси водорода Перекись водорода — это бесцветная (в больших объемах чуть синеватая) жидкость без запаха. Точка замерзания перекиси –0,5 °С, а кипит она при 67 °С. Перекись растворима в воде в...»

«Система контроля и управления доступом Sigur. Считыватель "Sigur MR1". Описание и инструкция по эксплуатации "Промавтоматика", г. Н . Новгород, 2019 г. Считыватель "Sigur MR1" Оглавление 1. Введение 2. Технические характеристики 3. Комплект поставки 4. Общие функции считывателя в СКУД "Sigur" 5. Подключение сч...»

«ООО "Завод Теплосила"МОДУЛЬ УПРАВЛЕНИЯ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫЙ TTR-01A (Исполнение для узла подпитки в системе отопления) Руководство по эксплуатации. ЮНСК. 421232.001-24 РЭ _ Содержание 1 Назначение и область применен...»

«КОММЕРЧЕСКИЙ БАНК МЕТАЛЛУРГ КОММЕРЧЕСКИЙ БАНК МЕТАЛЛУРГ КОММЕРЧЕСКИЙ БАНК МЕТАЛЛУРГ КОММЕРЧЕСКИЙ БАНК МЕТАЛЛУРГ Утверждено Приказом Председателя Правления № 174 от 26.08.2013 г. ПРАВИЛА выпуска и обслуживания международных...»

«A/HRC/WGEID/109/1 Организация Объединенных Наций Генеральная Ассамблея Distr.: General 22 July 2016 Russian Original: English Совет по правам человека Рабочая группа по насильственным или недобровольным исчезновениям Сообщения, рассмотренные случаи, замечания и прочая деятельность, осуществленная...»

«2. Вальгер С.А. Моделирование несжимаемых турбулентных течений в окрестности плохообтекаемых тел с использованием ПК ANSYS Fluent / С.А. Вальгер, А.В. Федоров, Н.Н. Федорова // Вычислительные технологии. 2013. Т. 18. № 5. С. 27-40.3. Лазарева Г.Г. Современные численные методы гравитационной газов...»

«МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ (М1ГС) INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION (ISC) ГО С Т МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ EN 2 3 7 СТАНДАРТ НЕФТЕПРОДУКТЫ ЖИДКИЕ Определение низких концентраций свинца методом атомно-абсорбционной спектро...»

«Правительство М осквы СИСТЕМА НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ МОСКОВСКИЕ ГОРОДСКИЕ СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ НОРМЫ И ПРАВИЛА ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПЛАНИРОВКИ И ЗАСТРОЙКИ г.МОСКВЫ М ГСН 1.01-99 декор кружевом Взамен Правительство Нормы и правила проектирования МГСН 1.01-98 Москвы планировки и за...»

«Указ Мэра Москвы от 12 декабря 2008 г. N 101-УМ О создании Совета при Мэре Москвы по противодействию коррупции В целях создания системы противодействия коррупции в органах исполнительной власти города Москвы и устранения причин, ее порождающих:1. Создать...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Нижегородский государственный технический университет им.Р.Е.Алексеева" Программа Факультет подготовки специалистов высшей квалификации СК-РП-15.1-04-18 Программа государственной итоговой атте...»

«ГОСТ Р 51047-97 ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РЕЗЦЫ ДЛЯ ОЧИСТНЫХ И ПРОХОДЧЕСКИХ КОМБАЙНОВ ОБЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ Издание официальное БЗ 1 1 -9 6 /4 2 4 ГОССТАНДАРТ РОССИИ Москва магазин тканей кружево ГОСТ Р 51047-97 Предисловие 1...»

«Масла трансмиссионные G-Truck LS РПБ № 84035624.19.49076 стр. 3 по СТО 84035624-055-2012 Действителен до 16.11.2022 г. из 15 1 Идентификация химической продукции и сведения о производителе и/или поставщике 1.1 Идентификация химической продукции 1.1.1 Техническое наименование Масла трансмиссионные G-Truck LS [1]. 1.1.2...»

«МИРГАЛЕЕВА Ирина Викторовна ФИНАНСОВЫЙ МЕХАНИЗМ УПРАВЛЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЕМ В РЕГИОНЕ Специальность: 08.00.10 Финансы, денежное обращение и кредит АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора экономических наук Йошкар-Ола 201 О Работа выполнена на кафедре финансов и кредита ЧОУ ВПО Институт экономики...»

«Ёекоммерческое партнерство саморегулируемая организация Фбъединение проектировщи ков Бладимирской области б00005' г.БладимиР, }л.€т}денческая' д.5-А [1ротокол ф 18 внеочередного Фбщего собрания членов Ёекоммерческого партнерства саморегулируем...»

«XIV МЕЖДУНАРОДНАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ СТУДЕНТОВ, АСПИРАНТОВ И МОЛОДЫХ УЧЕНЫХ "ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ФУНДАМЕНТАЛЬНЫХ НАУК" ГАЗОФАЗНОЕ ГИДРИРОВАНИЕ ЦИРКОНИЕВОГО СПЛАВА Э110 ДО РАЗЛИЧНЫХ КОНЦЕНТРАЦИЙ ВОДОРОДА С РАВНОМЕРНЫМ РАСПЕРДЕЛЕНИЕМ Сюэ Юйхан Научный руководитель: ассистент кафедры общей физики В.Н. Кудияров Томский политехнический университет, Ро...»

«ПУСКОВЫЕ КОНДЕНСАТОРЫ CBB60. отечественный аналог К78-22, К78-25, К78К78-43. Конденсаторы предназначены для запуска асинхронных электродвигателей и создания фазосдвигающей цепи после выхода на рабочий режим. Конденсаторы проходят обязательную операцию заливки компаундом, соответствующим классу пожаробезопасности VI...»

«1 "Облачные" функции для инженерных расчетов водоснабжения Д.т.н, профессор В.Ф. Очков К,т.н., доцент К.А.Орлов Аспирант Чжо Ко Ко Студент Д.А.Анохин НИУ "Московский энергетический институт" Дано описание технологии гидротехнических расчетов, использующей ссылки на ин...»

«Электроприводы вращения однооборотные КАТАЛОГ Ти п ов ой н ом е р 5 2 9 97 Ти п ов ой н ом е р 5 2 9 98 5/13 w w w. z p a p e c k y. c z 1. НАЗНАЧЕНИЕ Электроприводы КP MINI (KP MINI Control, KP MINI ЕЕх) предназначены в качестве приводов арматур (шаровых вентилей и заслонок), жалюзи и воздушных клапанов, для...»

«М О И С К И И иИ.А.ИСЛЕВ СБОРНИК ЗАДАН УПРАЖНЕНИЙ ПО ТЕХНИЧЕСКОЙ ГИДРОМЕХАНИКЕ щ В. С. Я Б Л О Н С К И Й и И. А. ИСАЕВ СБОРНИК ЗАДАЧ И УПРАЖНЕНИЙ ПО ТЕХНИЧЕСКОЙ ГИДРОМЕХАНИКЕ Допущ ено Министерством высшего и среднего специального образования Р...»

«Автоматизированная копия ВЫСШИЙ АРБИТРАЖНЫЙ СУД РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ОПРЕДЕЛЕНИЕ о передаче дела в Президиум Высшего Арбитражного Суда Российской Федерации № 15747/08 Москва 13 февраля 2009 г. Коллегия судей Высше...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ" Школа ИШНКБ Направление подготовки Машиностроение Отделение школы (НОЦ) Электро...»

«Закрытое акционерное общество "ЛСР. Недвижимость-Урал" ОГРН 1026605389667, ИНН 6672142550, КПП 660850001 620072, Россия, г . Екатеринбург, ул. 40-летия Комсомола, д.34 www.LSRrealestate-ural.ru телефон/факс: (343)215-99-00, E-mail: secret@nova-s...»

«Лист М2 1 Приложение к свидетельству 3Ч 3Сз 'oJU Всего листов 4 об утверждении типа средств измерений СОГЛАСОВАНО Руководитель ГЦИ СИ -ФОНj " Приборы для измерений параметров света Внесены в Государственный реестр средств фар автотранспортных средств модели измерений Регистрационный Х цЧ it^^3 НТ910 и НТ970 Взамен Н2 Выпускаются по техничес...»







 
2019 www.librus.dobrota.biz - «Бесплатная электронная библиотека - собрание публикаций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.