«ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ на тему: Исследование и разработка системы сервиса при диагностике и ремонте оборудования и трубопроводов линейной части магистральных трубопроводов ЛПУ МГ по специальности: 100101.65 Сервис Студент ...»

Во избежании размыва и выдувания складированного плодородного слоя почвы предусматривается хранение его в отвалах не более 20 дней.

2.2.13 Очистка газопровода Работы по очистке и испытанию газопровода производятся под руководством комиссии, состоящей из представителей генерального подрядчика (треста-контрактдержателя), субподрядных организаций, заказчика и ПО «Спецнефтегаз». Комплекс работ по очистке полости и гидравлическому испытанию газопровода включает:

промывку газопровода по участкам, протяженность которых равна или больше расстояния между соседними линейными кранами, со сбором загрязнений в конце очищаемого участка;

испытание газопровода на прочность давлением, создающим напряжение в металле трубы до минимального нормативного предела текучести, и проверку на герметичность;

удаление воды после гидроиспытания газопровода с последующей очисткой и регулируемым возвратом в окружающую среду;

обеспечение экологической безопасности при производстве работ;

осушку полости газопровода;

проверку газопровода внутритрубными диагностическими устройствами.

При промывке пропуск очистных устройств по газопроводам осуществляется под давлением воды, закачиваемой для гидравлических испытаний. Впереди очистного устройства для смачивания и размыва загрязнений заливают воду в объеме 10-15% объема полости очищаемого участка газопровода.

Пропуск очистного устройства в потоке заполняющей газопровод воды обеспечивает удаление из газопровода не только загрязнений, но и воздуха, что исключает необходимость установки воздухоспускных кранов, повышает надежность обнаружения утечек с помощью показаний манометров.

Эффективная очистка полости и безостановочное движение очистного устройства достигается при скорости его перемещения в потоке воды (при промывке) не менее 1 км/ч. Для достижения этой скорости суммарная производительность наполнительных агрегатов должна быть не менее 1540 м/ч.

Промывка считается законченной после прихода очистного устройства в камеру приема.

2.2.14 Испытание магистрального газопровода Для проведения гидравлического испытания давления внутри газопроводов создают водой. В состав основных работ по гидравлическому испытанию трубопровода входят:

подготовка к испытанию;

наполнение трубопровода водой;

подъем давления до испытательного;

испытание на прочность;

сброс давления до проектного на прочность;

проверка на герметичность;

сброс давления до 0,1-0,2 МПа.

Давление при гидравлическом испытании на прочность должно быть:

в верхней точке участка – 1,1 Рраб в нижней точке – не более давления, соответствующего минимальному нормативному пределу текучести материала трубы.

Время выдержки под испытательным давлением должно составлять 24 ч.

При подготовке к испытанию необходимо выполнить следующие операции:

смонтировать на концах испытуемого участка сферические заглушки;

смонтировать и испытать обвязочные трубопроводы наполнительных и опрессовочных агрегатов и шлейф подсоединения к газопроводу;

смонтировать узлы пуска и приема поршней;

установить контрольно-измерительные приборы.

При заполнении трубопровода водой для гидравлического испытания из него необходимо удалить воздух с помощью поршней разделителей.

Наполнение трубопровода с пропуском поршня-разделителя производится при полностью открытой линейной запорной арматуре.

После гидравлического испытания из газопровода должна быть полностью удалена вода. Для этого пропускают поршни-разделители под давлением сжатого воздуха или природного газа в два этапа:

предварительный – удаление основного объема воды поршнемразделителем;

контрольный – окончательное удаление воды из трубопровода поршнемразделителем.

Результаты удаления воды следует считать удовлетворительными, если впереди контрольного поршня-разделителя нет воды и он вышел не разрушенным. В противном случае необходимо дополнительно пропустить контрольный поршень-разделитель.

Скорость перемещения поршня-разделителя при удалении воды должна составлять не менее 5 км/ч.

Вода, использованная при испытании, первоначальна, сливается в резервуар, очищается и только затем чистую воду сливают на местность (в реку).

В целях обеспечения экологически безопасного водозабора в инструкции по очистке полости и испытанию газопровода следует предусмотреть:

схему размещения и техническое описание водозаборного сооружения, оборудованного средствами рыбозащиты;

состав воды в источнике;

схему проведения очистки полости и гидроиспытаний;

привязку схемы очистки полости и испытания газопроводов к водным объектам;

расчет объема воды для промывки и испытания каждого участка;

расчеты возможного влияния на урез воды и экологию водоема (реки, озера и др.) из которого производится водозабор, после изъятия необходимого для проведения промывки и гидроиспытаний газопровода объема воды.

Условия очистки воды после промывки и испытания газопровода и ее слива в реку должны отражать:

состав загрязненных вод, предназначенных для сброса в водоем (реку) после очистки полости и испытания, соответствие концентрации загрязняющих веществ в воде предельно допустимой концентрации;

меры по предотвращению размыва при сливе воды грунта.

2.2.15 Рекультивация земель При капитальном ремонте газопровода происходит нарушение почвеннорастительного покрова, что обуславливает необходимость проведения работ по рекультивации земель.

При восстановлении нарушенных сельскохозяйственных земель на полосе временного отвода предусматривается выполнение следующих работ:

срезка плодородного слоя почвы бульдозером с тех участков, на которых существует возможность загрязнения почвы или смешивания плодородного слоя с минеральным грунтом;

обратное перемещение и разравнивание плодородного слоя почвы после окончательного ремонта.

Мощность гумусного слоя составляет 0,2 м. Снятие плодородного слоя почвы производят на всю толщину за один проход.

Во избежании размыва и выдувания складированного плодородного слоя почвы предусматривается хранение его в отвалах не более 20 дней.

Возможные нарушения нормального технического состояния оборудования и способы их устранения В процессе эксплуатации машин их надёжность и производительность снижаются из-за возникновения отказов в работе деталей и узлов, в следствии износа и изменения зазоров в их сопряжениях.

Таблица 2 - Возможные нарушения нормального технического состояния оборудования и способы их устранения Наименование Характер оборудования неполадок «Коматцу» D355C-3, тип - гусеничный ЭО- 4. Изоляционная Проворачивание 2.4 Организационная структура сервисного объекта В состав структуры входят следующие специалисты.

1 Инженер – технолог.

Разрабатывает и внедряет прогрессивные технологические процессы, виды оборудования и технологической оснастки, инструмента и приспособлений, предусмотренных технологией.

технологические нормативы, инструкции, схемы сборки, вносит изменения в техническую документацию.

Обеспечивает составление технических расчетов и условий для изготовления запасных частей оборудования.

2 Начальник ремонтного цеха.

производства, координирует работу подразделений производства по всем направлениям деятельности.

Начальник цеха обеспечивает:

- ритмичную и эффективную работу производства;

- выполнение графиков ППР технологического и динамического оборудования, электрооборудования;

- оперативное устранение локальных неисправностей, для обеспечения непрерывного производственного процесса;

оборудования, за соблюдением правил эксплуатации и надзор за ним.

Начальник цеха проводит работу по:

- совершенствованию организации труда и ремонтного производства, его технологии, предупреждению брака и повышению качества продукции;

- внедрению в производство средств механизации и автоматизации, способствующих повышению производительности труда, увеличению выпуска продукции;

- внедрению стандартов, технических условий и других нормативных документов по ремонту и обслуживанию оборудования.

3 Инженер по контролю качества.

Выявляет на предприятии участки производственной деятельности с регистрацией данных о качестве услуг, совершенствует систему сбора, учета и анализа информации о качестве продукции услуг.

Ведет учет, хранение и выдачу документации системы качества.

Изучает передовой отечественный и зарубежный опыт по разработке, внедрению, функционированию и совершенствованию системы качества.

Проводит контроль за соблюдением нормативных документов о системе качества.

Осуществляет руководство производственно – хозяйственной деятельностью производства по ремонту и техническому обслуживанию оборудования, зданий и сооружений производства.

Механик обеспечивает:

- безаварийную и надежную работу всех видов оборудования, трубопроводов, арматуры, зданий и сооружений и их технически правильную эксплуатацию, согласно нормативным документам;

- своевременный и качественный ремонт, техническое обслуживание;

руководство работниками подразделений производства, осуществляющими ремонт оборудования и поддержание его в работоспособном состоянии;

- своевременный вывоз отходов производства.

Осуществляет технический надзор за состоянием и ремонтом защитных устройств на механическом оборудовании.

Своевременная подготовка ремонтной документации. Учет выполненных работ по ремонту и модернизации оборудования, контроль его качества.

Изучает условия работы оборудования. Осуществляет анализ причин и продолжительность простоев, связанных с техническим состоянием оборудования.

восстановления узлов и деталей механизмов, а также мероприятия по увеличению сроков службы оборудования, сокращению его простоев и повышению сменности, предупреждению аварий.

эксплуатации, смазке оборудования и уходу за ним, по безопасному ведению модернизации оборудования.

4 Старший мастер.

Своевременно и качественно устраняет локальных неисправностей производственного процесса, обслуживаемого производства с соблюдением технологии выполненных ремонтных работ.

Принимает участие в разработке графиков ремонта оборудования, закрепленным за участком и составляет дефектные ведомости.

частями, инструментом и приспособлениями, автотранспортом для производства ремонтных работ.

экономию материалов, энергоресурсов, запасных частей.

Выполняет разборку, ремонт, сборку, испытание, регулировку и сдачу технологического оборудования установок, резервуаров после ремонта с использованием механизмов.

Выявляет и устраняет дефекты во время эксплуатации оборудования и при проверке в процессе ремонта.

Проводит проверку на прочность и испытание под нагрузкой отремонтированного оборудования.

Изготавливает приспособления для сборки и монтажа оборудования.

Вносит предложения направленные на ускорение ремонтных работ, улучшение их качества, увеличение межремонтного пробега оборудования, механизацию и автоматизацию ремонтных работ.

2.5 Сервисный план 2.5.1 Сервис объекта проектирования Дипломный проект посвящен организации проведения исследования диагностики и ремонте оборудования линейной части магистрального газопровода. Выполняемые работы относятся к низкоконтактному обслуживанию клиентов. Взаимодействие клиента и исполнителя определяется договорными обязательствами, при этом выбор клиента сервисной организации основан на перечне работ, которые может выполнить сервисная организация в короткие сроки, с высоким качеством работ и по приемлемой цене.

Разработанные в дипломном проекте решения по организации диагностики линейной части, организации обслуживания и ремонта могут быть использованы на различных участках магистральных трубопроводов.

2.5.2 Краткая характеристика выполняемых работ трубопроводов основной формой организации технического обслуживания и ремонта строительных машин является система планово-предупредительного ремонта которая основывается на диагностике трубопроводных систем. Эта система представляет собой комплекс организационно-технических мероприятий, проводимых в плановом порядке для обеспечения работоспособности и исправности машин в течение всего срока службы.

Предусматривается проведение ежесменного технического обслуживания и ремонта (ЕО), планового технического обслуживания (ТО), сезонного технического обслуживания (СО), текущего ремонта (ТО), капитального ремонта (К).

Ежесменное техническое обслуживание (ЕО) выполняют перед началом, в течение или после рабочей смены. При этом виде технического обслуживания проверяют действие пусковых устройств, фрикционных и тормозных механизмов, производят смазывание машины и др. мероприятия.

Плановое техническое обслуживание (ТО) выполняют в плановом порядке через определенные установленные заводами-изготовителями величины наработки. В состав работ планового ТО, имеющего более высокий порядковый номер, входят работы каждого из предшествующих видов ТО, включая ежесменное.

Сезонное обслуживание (СО) проводят два раза в год при подготовке машины в период последующего сезона (летнего или зимнего). К работам по СО относят смену эксплуатационных материалов в соответствии с предстоящим сезоном, мероприятия по поддержанию теплового режима агрегатов машины, выполнение специальных регулировочных работ. Для проведения СО в организации издают специальный приказ, в котором устанавливают календарные сроки выполнения СО.

Ремонтные работы наряду с техническим обслуживанием являются составной частью общего комплекса системы планово-предупредительного технического обслуживания машин.

Ремонт должен восстанавливать их исправность и работоспособность путем проведения комплекса работ, обеспечивающий устранение повреждений и отказов. Плановые ремонты машин установлены двух видов:

текущий (Т) и капитальный (К).

работоспособность машины до очередного планового вида ремонта путем восстановления и замены отдельных сборочных единиц и деталей в объеме, определяемом техническим состоянием машины.

Капитальный ремонт должен обеспечивать исправность полный или близкий к полному ресурсу машины восстановления и замены сборочных единиц и деталей, включая базовые.

периодичности, а также состав и порядок выполнения работ по техническому обслуживанию и текущему ремонту указываются заводом-изготовителем в эксплуатационной документации по каждой модели машины.

обслуживанию и ремонту участка магистрального газопровода состоит в том, что все виды работ выполняются одной организацией, оборудованием, необходимым для проведения диагностических операций и работ, связанных с выполнением капитального ремонта, сервисная организация обладает в достаточном количестве, для обеспечения качества выполненных работ. Это подтверждается выполненными расчетами и подбором соответствующего оборудования. Эффективная система диагностики существенно повышается при решении задач прогнозирования изменения технического состояния установки на будущие моменты времени. Одновременно прогноз позволяет своевременно принять меры к предотвращению аварий и заранее спланировать техническое обслуживание и капитальный ремонт. Экономия времени и экономия денежных средств – вот основная выгода клиента, которая обусловлена проведением технического обслуживания и выполнением капитального ремонта оборудования на основании данных, полученных диагностическими средствами.

Качество услуг обусловлено тем, что все необходимые виды работ по техническому обслуживанию оборудования проводятся незамедлительно, что обусловлено расположением сервисной организации в непосредственной близости к объекту. Гарантией качественного выполнения всех видов работ, надежно с первого раза, учитывающего все особенности линейного участка магистрального газопровода, является компетенция персонала и отличное техническое оснащение сервисной организации.

Разработанная в дипломном проекте система сервиса при техническом обслуживании и капитальном ремонте линейной части магистрального газопровода может быть успешно внедрена и на других предприятиях, поэтому на основании характеристики выполняемых работ, техникоэкономических расчетов, описанных в различных разделах записки, сформулируем коммерческое предложение.

Коммерческое предложение адресовано группе закупки, в которую входят:

1) Пользователь – начальник линейно-эксплуатационной службы (ЛЭС) магистрального газопровода;

2) Влиятельное лицо («эксперт») – главный инженер линейнопроизводственного управления (ЛПУМГа);

3) Лицо, принимающее решение – начальник линейнопроизводственного управления (ЛПУМГа);

4) «Референты» или «привратники» - начальник технического отдела эксплуатации линейной части газопровода.

2.5.3 Коммерческое предложение Наша организация имеет возможность предложить Вам свои услуги по диагностике, капитальному ремонту линейной части магистрального газопровода, дефектации труб и оборудования.

Предприятие проводит диагностику оборудования, для которого требуется ремонт, с целью выявления его технического состояния.

Диагностика выполняется следующими диагностическими методами:

(проведение диагностирования геометрии линейной части магистрального газопровода, внутритрубная диагностика магистрального газопровода и др.) Приведенными методами удается обнаружить практически все узлы и механизмы, для которых необходимо выполнить ремонтные работы той или иной степени сложности.

высококвалифицированных специалистов имеющих соответствующие группы допуска к специализированным работам, хорошо ориентируются в квалифицированно выполнить любой объем работ. За время сотрудничества с Газпромом наша организация заслужила репутацию ответственного ремонтника. Серьёзное отношение к своим обязательствам обеспечило организации высокое доверие со стороны клиентов. Составляющая нашего успеха- это практический опыт, напряжённая и целенаправленная работа, знание рынка и уверенность в правильности принимаемых решений, качество ремонта, гарантия, безопасность выполнения всех видов работ.

обслуживании и капитальном ремонте участка магистрального газопровода носит комплексный характер и касается всего комплекса выполняемых работ.

эксплуатирующим газопроводы. Схема взаимодействия сервисной организации с клиентом представлена на рисунке 2.

ПРОДУЦЕНТ УСЛУГ

1 ТВЕРДАЯ ОФЕРТА 2 АКЦЕНТ

КЛИЕНТ

Рисунок 2.1-Схема взаимодействия продуцента услуг и клиента 2.6 Контроль качества услуг 2.6.1 Организация и порядок проведения контроля качества услуг Контроль качества подготовительных работ следует осуществлять путем систематического наблюдения и проверки соответствия выполняемых работ требованиям проектной документации, а также требованиям СНиП IIIВ процессе подготовительных работ исполнители контролируют:

правильность закрепления трассы с соблюдением следующих требований:

створные знаки углов поворота трассы, которые должны быть установлены в количестве не менее двух на каждое направление угла в пределах видимости;

створные знаки на прямолинейных участках трассы, которые должны быть установлены попарно в пределах видимости, но не реже, чем через 1 км;

створные знаки закрепления прямолинейных участков трассы на переходах через реки, овраги, дороги и другие естественные и искусственные препятствия, должны быть установлены в количестве не менее двух с каждой стороны перехода в пределах видимости;

высотные реперы должны быть установлены не реже чем через км вдоль трассы, кроме устанавливаемых на переходах через водные преграды;

соответствие работ по расчистке трассы от леса требованиям проекта и действующих нормативных документов лесного законодательства Союза ССР и союзных республик;

соответствие фактических отметок и ширины планируемой полосы требованиям проекта, особенно в зоне рытья траншей;

качество выполнения водопропускных сооружений;

крутизну откосов при устройстве полок, насыпей, планировке барханов, устройстве нагорных и дренажных канав;

величину уклонов, ширину проезжей части, радиусы поворотов;

реконструкции постоянных транспортных коммуникаций;

мощность, равномерность и качественный состав плодородного слоя почвы.

Способы производства земляных работ при капитальном ремонте трубопроводов определяются проектными решениями и должны выполняться в соответствии с требованиями нормативных документов и производства и приемки работ".

Операционный контроль качества земляных работ должен включать:

проверку правильности переноса фактической оси траншеи и ее соответствие проектному положению;

проверку отметок и ширины полосы для работы роторных экскаваторов (в соответствии с проектами производства работ);

проверку профиля дна траншеи с замером ее глубины и проектных отметок, проверку ширины траншеи по дну;

проверку откосов траншей в зависимости от структуры грунтов, указанной в проекте;

проверку толщины слоя подсыпки на дне траншеи и толщины слоя присыпки трубопровода мягким грунтом;

контроль толщины слоя засыпки и обвалования трубопровода грунтом;

проверку отметок верха насыпи ее ширины и крутизны откосов;

изменение фактических радиусов кривизны траншей на участках поворота горизонтальных кривых..

Приемку законченных земляных работ осуществляет служба контроля качества с обязательной приемкой по следующим параметрам земляных сооружений:

соответствующей документации.

Государственными комиссиями при сдаче в эксплуатацию всего трубопровода (объекта).

распределительной арматуры производится организацией-получателем или специализированной службой входного контроля в присутствии представителя организации-получателя в процессе получения указанной продукции от заводов-изготовителей и других поставщиков по месту разгрузки продукции с транспортных средств или после транспортировки ее от мест разгрузки на площадки складирования.

Освидетельствование и отбраковку осуществляет комиссия, образуемая приказом по объединению. В состав комиссии должны быть включены представители службы материально-технического снабжения и службы контроля. Комиссия имеет право для решения отдельных вопросов привлекать к участию в работе экспертов и представителей других организаций. Все трубы, детали трубопроводов, элементы запорной (распределительной) арматуры могут быть приняты в монтаж только после прохождения приемки и (или) освидетельствования на соответствие их требованиям ВСН 006-89.

Трубы считаются пригодными при условии, что:

стандартов на поставку и имеют заводскую маркировку и сертификаты;

отклонения наружного диаметра корпуса труб на длине не менее 200 мм от торца не превышают для труб диаметром до 800 мм включительно предельных величин, регламентируемых соответствующими ГОСТами и ТУ, а для труб диаметром свыше 800 мм - ±2 мм;

предельных значений, регламентируемых соответствующими ГОСТами и ТУ;

овальность бесшовных труб не выводит их наружный диаметр за предельные отклонения, а сварных труб диаметром 426 мм и более не превышает 1% номинального наружного диаметра (при этом овальность определяется как отношение разности величин наибольшего и наименьшего измеренных диаметров торца обследуемой трубы к номинальному диаметру);

кривизна труб не превышает 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна - не более 0,2% длины трубы;

косина реза торцов труб не превышает 2,0 мм;

на концевых участках труб отсутствуют расслоения любого размера, выходящие на кромку или поверхность трубы;

глубина царапин, рисок и задиров на поверхности труб (деталей, арматуры) не превышает 0,2 мм; на теле и на торцах трубы отсутствуют вмятины;

в местах, пораженных коррозией, толщина стенки трубы не выходит за пределы минусовых допусков.

Качество сварных стыков должно удовлетворять требованиям СНиП III-42-80, ВСН 006-89.

Для проведения сварочных работ при капитальном ремонте магистральных трубопроводов допускается применение электродов, флюсов, проволок, защитных газов только тех марок, которые регламентируются требованиями ВСН 006-89.

Операционный контроль осуществляют мастера и производители работ. При этом осуществляется проверка правильности и необходимой последовательности выполнения технологических операций по сборке и сварке в соответствии с требованиями ВСН 006-89 и действующих операционных технологических карт.

Все (100%) сварные соединения труб, труб с деталями трубопроводов, арматурой и т.д. после их очистки от шлака, грязи, брызг металла, снятия грата подвергают визуальному контролю и обмеру.

Визуальный контроль и обмер производят работники службы контроля (ПИЛ, специализированных управлений по контролю и т.п.).

При осмотре сварного соединения: проверяют наличие на каждом стыке клейма сварщика, выполнявшего сварку. Если сварку одного стыка выполняли несколько сварщиков, то на каждом стыке должно быть проставлено клеймо каждого сварщика в данной бригаде, или одно клеймо, присвоенное всей бригаде;

проверяют наличие на одном из концов каждой плети ее порядкового номера;

убеждаются в отсутствии наружных трещин, незаплавленных кратеров и выходящих на поверхность пор.

Примечание. Клеймо сварщика (бригады) и порядковый номер плети (секции) на трубы из сталей с нормативным пределом прочности до кгс/мм 2 допускается наносить сваркой электродами с основным покрытием, а на трубы из сталей с нормативным пределом прочности 55 кгс/мм 2 и более - только несмываемой краской.

Сварные соединения трубопроводов, выполненные дуговыми методами сварки, которые по результатам визуального контроля и обмера отвечают требованиям ВСН 006-89, подвергают неразрушающему контролю.

Заключения, радиографические снимки, зарегистрированные результаты ультразвуковой дефектоскопии, магнитные ленты и диаграммы фактического режима стыковой сварки оплавлением хранятся в производственной испытательной лаборатории (ПИЛ) до сдачи трубопровода в эксплуатацию.

Заключение о качестве проконтролированных соединений имеют право выдавать и подписывать дефектоскописты и инженерно-технические работники, аттестованные по категории "В" в соответствии с требованиями Общие требования к методу радиографического контроля сварных соединений трубопроводов с использованием рентгеновских аппаратов, источников радиоактивного излучения иридий-192, цезий-137, селен-75, тулий-170 и кобальт-60 и радиографической пленки установлены ГОСТ 7512-82.

2.6.2 Оформляемая документация контроля качества услуг Документация, оформляемая в процессе диагностики и капитального ремонта, подразделяется на:

приемо-сдаточную, представляемую генподрядчиком рабочей комиссии, а затем представляемую заказчиком Государственной приемочной комиссии;

текущую, т.е. внутреннюю документацию, оформляемую исполнителем работ для нужд производства.

Приемо-сдаточная документация в процессе капитального ремонта оформляется основным исполнителем работ при участии представителей:

дирекции ремонтируемого объекта, технического надзора заказчика, других заинтересованных организаций В процессе сдачи объекта генеральный подрядчик представляет рабочим комиссиям следующую приемо-сдаточную документацию:

различные списки, перечни, ведомости, справки, паспорта, сертификаты и т.д. (п.3.5 "а" и "в" СНиП 3.01.04-87);

исполнительную документацию.

Исполнительная документация подразделяется на:

исполнительную проектную документацию (п.3.5 "б" СНиП 3.01.04исполнительную производственную документацию (по п.3.5 "г", "д", "е", "ж", "з", "к" СНиП 3.01.04-87).

документация передается заказчику (дирекции ремонтируемого объекта).

Текущая документация подразделяется на:

рекомендуемую.

Государственной приемочной комиссии, не является приемо-сдаточной и предъявляется заказчику и инспектирующим организациям по их требованию.

Исполнительная производственная документация - это совокупность документов (актов, журналов, заключений и др.), оформляемых в процессе ведения капремонта сооружения объекта участниками ремонта и заинтересованными организациями в целях юридического подтверждения:

факта выполнения конкретных работ;

требуемого уровня их качества, соответствия проекту и нормативной документации;

участия конкретных исполнителей (организаций, подразделений или лиц);

возможности производства последующих работ.

Исполнительная производственная документация должна оформляться непосредственно по ходу работ, без отставания. На завершающих этапах капремонта документация должна быть оформлена:

до начала продувок и промывок трубопровода - на все огневые и предшествующие им работы на продуваемом (промываемом) участке;

до начала испытаний - на все работы, включая монтаж, планировку и ограждение крановых узлов;

до начала работы рабочей комиссии - на все работы.

Допускается по согласованию с заказчиком на указанный момент иметь невыполненными работы, не препятствующие нормальной эксплуатации, что отражается в "Перечне недоделок", составленном рабочей комиссией.

До начала работы Государственной комиссии должны быть закончены все работы, включая отмеченные рабочей комиссией недоделки 2.6.3 Радиографический контроль сварных стыков Автоматизированная система радиографического контроля сварных стыков использует рентгеновскую трубку с постоянным потенциалом или гамма–головку, смонтированную на кроулере, перемещающемся внутри трубы.

Кроулер обеспечивает доставку и позиционирование источника излучения точно по стыку и панорамное просвечивание шва. Таким образом, развертка шва на рентгеновской пленке формируется за одну экспозицию.

Панорамный снимок, сделанный с помощью рентгеновской трубки с постоянным потенциалом или гамма–головки весьма нагляден и хорошо расшифровывается с помощью каталога эталонных изображений дефектов Кроулеры способны обеспечивать выполнение высококачественных радиографических снимков стыковых поперечных сварных швов в плетях строящихся магистральных нефте– и газопроводов с диапазоном диаметров труб от 135 до 1800мм при температурах до –40оC Самодвижущаяся тележка кроулера имеет автономное аккумуляторное питание двигателя привода и рентгеновского излучателя.

Параметры излучения сохраняются в специальной энергонезависимой памяти и не стираются при разряде аккумулятора.

Когда остаточная емкость аккумулятора достигает определенного значения, зависящего от длины пройденного пути, автоматически включается система самосохранения, запускающая последовательность команд на вывод кроулера из трубы.

Кроулеры имеют модульную конструкцию, что облегчает их сборку, эксплуатацию и техническое обслуживание.

Кроулеры могут комплектоваться магнитной или изотопной системой управления.

Рисунок.. 2.3 Кроулер для работы в трубах диаметром 560–1800мм Альтернативным радиографическим методом контроля качества сварных стыков является контроль через две стенки.

В этом случае не удаётся получить панорамного снимка стенок трубы, и контроль стыка приходится выполнять по секторам Рисунок. 2.4 Мобильная Рисунок. 2.5 Рентгеновская трубка и рентгеновская установка источник питания для мобильной Рентгеновская плёнка помещается на поверхность диагностируемого сектора трубы, а источник рентгеновского излучения размещается у стенки трубы, ему противоположной. Выполняется снимок сектора стыка через две стенки.

Стенка, ближайшая к источнику излучения, находится в расфокусе, но, тем не менее, её нерезкое изображение, получаемое на плёнке, несколько затрудняет расшифровку результата.

Производительность этого метода ниже, чем при использовании автоматизированной системы контроля, кроме того, этот метод требует более высокой квалификации персонала, выполняющего контроль и расшифровывающего результат.

Также хуже поддаются расшифровке и интерпретации, и при этом требуют более высокой квалификации операторов, результаты измерений, полученные с помощью полуавтоматических и ручных методов (ультразвук, вихревые токи, пенетранты, магнитные частицы).

При монтаже камер приема и запуска необходимо обеспечить освобождение магистрального трубопровода от содержащегося газа.

освобождения трубопровода от газа.

При стравливании газа из участка газопровода в минимальном сечении свечного крана устанавливается критическое давление и соответствующая ему критическая скорость истечения газа. Процесс протекает адиабатически.

В этом случае критическое давление газа определяется по формуле:

где P– давление газа в стравливаемом участке газопровода, кгс/см2;

Для природного газа:

Критическая скорость истечения газа определяется по формуле:

соответствующей ему температуре, ккал/кг;

– теплосодержание газа при давлении и температуре газа в газопроводе, ккал/кг;

– поправочный коэффициент, учитывающий уменьшение скорости газа вследствие потерь кинетической энергии в продувочной трубе. Практическим условиям соответствует =0,8.

Критическая скорость истечения газа будет поддерживаться в минимальном сечении свечи при условии Pкр1, тогда Pср1,83 кгс/см2.

Снижение давления газа от 1,83 кгс/см2 до атмосферного будет происходить с убывающей скоростью не равной критической.

Расход газа через минимальное сечение свечи, то есть через свечной кран, будет равен:

– отношение площади сечения крана к площади сечения Промышленностью выпускаются краны с m=1; 0,6 и 0,4.

Расход газа, приведённый к 760 мм рт. ст. и 200 C (нормальные условия), определяется по формуле:

свечи;

Величины, входящие в формулу (3.5), выражаются через начальные и конечные параметра газа.

Pн, Pк – давление газа в начале и конце стравливания, кгс/см2;

Коэффициент сжимаемости газа определяется по формуле:

Для упрощения формул введём постоянные коэффициенты a и b:

После подстановок в формулу (3.5) величин Pкр, Z0, Tкр и Zкр, выраженных через Pср и Tн, получим:

В этой формуле значение Cкр берётся соответствующее значение Pср.

Количество газа, стравленного из участка газопровода от давления Pн до Pк, определяется из уравнения:

Zн, Zк – коэффициенты сжимаемости газа в условиях начала и Время опорожнения газопровода в секундах путём стравливания газа через свечу определяется из отношений Q (4.8) к q' (4.7).

Но мы не просто производим деление константы на константу, мы разбиваем время стравливания по бесконечно малым интервалам.

где – количество условных интервалов стравливания;

Zn-1, Zn– коэффициенты сжимаемости, соответствующие Pn-1 и Pn.

В формуле (4.9) предел суммы отношений разности давлений к среднему давлению по интервалам стравливания представляет собой интеграл с пределами от Pn до Pк, который легко раскрывается. Ниже приводятся этапы определения вышеуказанного предела:

После подстановки в выражение (9.9) значения предела формула времени стравливания из участка газопровода примет окончательный вид.

3.2. Определения времени опорожнения участка газопровода.

Исходные данные:

рабочее давление в газопроводе Pн=4,905 МПа;

длина участка газопровода L=15 км;

температура газа в стравливаемом участке газопровода T=300 C;

диаметр газопровода Двн=1204 мм;

диаметр продувочной свечи dвн=200 мм;

абсолютная плотность газа абс=0,714кг/м3;

отношение площади сечения крана к площади сечения свечи m=1.

1.Определяем среднее давление газа (кгс/см2):

2.Определяем критическое давление газа Pкр.ср, соответствующее среднему давлению газа Pср:

3.Определяем критическую температуру газа:

соответствующему среднему давлению Pкр.ср=1,852 МПа и температуре Ткр=264,7710 K. Энтальпия iкр.ср=1092,0 кДж/кг =261,871 ккал/кг.

5.Определим энтальпию при истечении газа со средним давлением Pср=3,383 Мпа и T=303,150 К. Энтальпия iср=1166,7 кДж/кг =279,784ккал/кг.

6. Определяем критическую скорость истечения, соответствующую средним параметрам:

7. Находим псевдокритические давление Pпк и температуру Tпк.

Абсолютной плотности газа абс=0,714кг/м3 соответствуют Pпк=47,099кгс/см2, Tпк=196,9680 K.

8. Определим постоянные коэффициенты a и b:

9. Находим коэффициент сжимаемости газа при начальных условиях Zн:

10.Определим время опорожнения:

Эксплуатация объектов магистрального газопровода сопровождается множеством опасностей для жизни и здоровья людей, как обслуживающего персонала так и людей живущих на прилегающих территориях, а так же опасностей для окружающей среды.

сосредоточено большое количество людей, различного оборудования, часто КС обслуживает сразу несколько ниток МГ и поэтому вероятность аварии на линейном участке на территории КС увеличивается в несколько раз.

Самой существенной является опасность разгерметизации трубы в результате коррозионной деятельности почвы, стресс-коррозия, дефекты монтажа и некоторые другие факторы. Разгерметизация большого участка трубы чаще всего сопровождается сильнейшими взрывами, разрушением больших участков трубопровода и полным выгоранием нескольких гектаров земель. Для предотвращения этих аварий, при эксплуатации ведется строгое наблюдение за качеством сварных швов и за состоянием тела трубы.

Исходя из перечисленного выше, для успешной и безопасной эксплуатации КС, необходимо соблюдать правила техники безопасности и производственной дисциплины. В этом разделе рассмотрим виды опасностей, их профилактика и план ликвидации аварий, которые могут произойти при самого опасного объекта магистрального газопровода – компрессорного цеха.

Основным источником токсичности на КС является транспортируемый газ. Опасные свойства природных газов требуют принятия мер предосторожности, с одной стороны, для предохранения работников от удушья и отравления, с другой для предупреждения взрывов и пожаров.

Природный газ по технологическому воздействию относится к веществам четвертого класса опасности по ГОСТ 12.1.007-82 «Вредные вещества. Классификация и общие требования». Он бесцветен, легче воздуха, пожаро- и взрывоопасен и, если он не содержит вредных примесей, малотоксичен и не обладает ощутимым запахом.

Предельно допустимая концентрация в воздухе рабочей зоны по санитарным нормам в пересчёте на углерод составляет 300 мг/м3. Метан и этан не ядовиты, но при недостатке в воздухе рабочей зоны кислорода и при длительном вдыхании они вызывают удушье. Первые признаки недомогания обнаруживаются при содержании в воздухе 25 – 30 % метана. Природный газ содержит также примеси – парообразные углеводороды, которые оказывают наркотическое воздействие на организм человека. По ГОСТ 12.1.005- «Воздух рабочей зоны. Общие санитарно-гигиегические требования» при содержании в воздухе 4 – 5 % углекислого газа у человека повышается кровяное давление, появляется кашель и кружится голова.

Таблица 4.1 – Состав перекачиваемого газа При выборе мероприятий по борьбе с загрязнённостью атмосферы вредными веществами следует учитывать и их агрегатное состояние, например: пары и газы (п), аэрозольные (а) или их совместное наличие (п+а).

Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно превышать установленных предельно допустимых концентраций ПДК.

МЕТАНОЛ - ЯД (метиловый спирт) - сильно ядовит, легко воспламеняющаяся жидкость. По цвету и запаху напоминает этиловый (винный спирт). На магистральных газопроводах применяется только для заливки в газопровод и технологические коммуникации как средство предупреждения закупорок труб кристаллогидратами тяжелых углеводородов. ПДК в воздухе рабочей зоны - 5 мг./м. куб.

Ядовитость метанола состоит в том, что при попадании в организм человека вызывает отравление. Острое отравление вызывает даже 5 - граммов метанола-яда, а доза в 30 граммов смертельно опасна. Последствием отравлений является слепота и в большинстве случаев смерть.

Метанол огнеопасен, поэтому перевозить его надо со средствами пожаротушения. Работать с метанолом-ядом могут только лица, прошедшие инструктаж и знающие правила техники безопасности при обращении с ним, применяя при работе защитные средства.

При сливе метанола необходимо находиться с наветренной стороны.

Все ремонтные работы в местах, где применяется метанол (аппараты, газопроводы, склады для хранения метанола) производятся лишь с письменного разрешения главного инженера или руководителя предприятия.

На всех емкостях для метанола должны быть надписи: "МЕТАНОЛ ЯД", "ОПАСНО", и знак, установленный для ядовитых веществ.

Окись углерода (угарный газ) при вдыхании небольших концентраций (до 0,001 мг/м3) вызывает тяжесть и сильную боль в лобной части и висках, головокружение, шум в ушах, покраснение и жжение кожи лица, озноб, чувство слабости и страха, жажду, тошноту, рвоту.

При остром отравлении окисью углерода страдает центральная нервная система: теряется способность рассуждать, утрачивается координация движений, чувство боли, сильно ослабляется память.

4.1.1 Взрывоопасность веществ содержание его в газовоздушной смеси составляет 3,8 – 15 %.

При определённых условиях взрывоопасна.

Минимальное содержание газа в смеси с воздухом, при котором идёт процесс самопроизвольного горения называется нижним пределом взрываемости. Максимальное содержание газа в смеси с воздухом, выше которого смесь становится негорючей, называется верхним пределом взрываемости. Для природного газа нижний предел взрываемости – 4,5 % от объёма смеси, верхний предел взрываемости – 13,5 % от объёма смеси. При повышении температуры газовоздушной смеси пределы её взрываемости расширяются.

Таблица 4.2 – Классификация производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасностям цеха Сепараторов 4 Установка подготов- ки топливного, Продолжение таблицы 4. сжатого воздуха 4.1.3 Атмосферное и статическое электричество Прямое попадание молнии приводит к взрывам и пожарам, к поражению электрическим током обслуживающего персонала, поражению ударной волной. На металлических предметах возникает электростатическая индукция, которая искажает показания КИП и А.

Действие атмосферного электричества проявляется также в образовании искровых разрядов между человеком и металлическими предметами, вследствие возникновения электромагнитного поля. Прямые удары молнии продолжительностью доли секунд характеризуются многоимпульсным электрическим разрядом с силой тока в канале молнии 300... 1200 кА, при разности потенциалов 10000 кВ и температуре 20000°С и выше.

Статическое электричество в большинстве случаев образуется при движении газа по технологическим трубопроводам. Величина заряда статического напряжения зависит от удельного объема транспортируемого газа. Степень электролизации газа определяется измерительными приборами во взрывозащищенном исполнении, для соответствующей категории и группы взрывоопасной смеси с обеспечением мер предупреждения взрывов и пожаров. Разность потенциалов, которая может возникнуть, составляет 80 кВ, а разность потенциалов, при которой может произойти пожар (взрыв), составляет 4...8 кВ.

Свет обеспечивает связь организма с окружающей средой. Около 90 % информации о внешнем мире поступает к человеку в результате функционирования органа зрения. Рационально спроектированное и выполненное производственное освещение улучшает условия работы, снижает утомляемость, оказывает благоприятное психологическое воздействие на персонал, повышает производительность труда, снижает вероятность производственного травматизма.

Проведенные исследования показывают, что совершенствование освещения приводит к росту производительности труда до 10 % и более.

В дневное время КЦ освещается естественным светом солнечного диска.

По конструктивной особенности естественное освещение боковое, окна.

Для компенсации недостатка естественного освещения устраивается искусственное освещение. Освещение в КЦ общее, равномерное, распределяющееся по всему помещению. Так же на КС предусмотрено аварийное освещение 10 % то рабочего, для обеспечения минимальной освещенности в рабочих помещениях. Специальное освещение представлено охранным освещением, устроенным у складов и оборудования.

Освещенность рабочих мест должна соответствовать зрительным условиям труда, согласно СН и П-4-79.

элетротравматизма в газовой промышленности достигает 5 % от общего числа несчастных случаев. Вопросам борьбы с электротравматизмом и, в особенности, вопросам его предупреждения на КС уделяют серьезное внимание.

Действие электрического тока на организм человека многообразно.

Оно может быть механическим (разрыв тканей, повреждение костей), тепловым (ожог), химическим (электролиз), биологическим (нарушение жизненных процессов, которые свойственны живой материи и с которыми связана ее жизнеспособность). По своему характеру все поражения, вызванные действием электрического тока, могут быть внешними и внутренними.

Транспортируемый газ имеет в своем составе метан и этан (до 98 %).

Они не ядовиты, но при определенной концентрации в воздухе рабочей зоны они оказывают удушье. Первые признаки недомогания обнаруживаются при концентрации метана в воздухе 25-30 %. На газокомпрессорной станции содержание метана в воздухе не должно превышать 20 %. Первые признаки отравления парообразными углеводородами, содержащимися в природном газе, являются недомогание и головокружение, вслед за этим наступает как бы опьянение сопровождающееся веселостью, часто галлюцинациями и потерей сознания. При концентрации углекислого газа в воздухе 4-5 % у человека появляются ощущения раздражения слизистых оболочек дыхательных путей и глаз, наблюдается кашель, повышается давления и наступает головокружение.

Основными источниками поступления газа могут быть:

не герметичность уплотнений валов роторов газовой турбины и нагнетателя;

не герметичность уплотнений фланцевых соединений;

не герметичность кранов;

не герметичность трубы выхлопа продуктов сгорания.

Если невозможно избежать загрязнения воздуха газами необходимо применять средства индивидуальной защиты органов дыхания. К средствам индивидуальной защиты органов дыхания относятся противогазы, респираторы, пневмошлемы и пневмомаски.

Шум - это общебиологическим раздражитель, воздействующий на все системы человеческого организма и главным образом через орган слуха на центральную нервную систему.

Помимо местного воздействия на орган слуха шум оказывает и общее действие на организм человека. Длительно воздействуя на кору головного мозга, шум может стать причиной перенапряжения центральной нервной системы, что ведёт к расстройству функций внутренних органов и появлению ряда хронических заболеваний (гипертонии, гастрита, язвенной болезни и т.п.). Также следствием повышенного звукового давления на слуховые органы человека является шумовая болезнь. При постоянном нахождении в зоне повышенного шума (больше 80 дБ) у человека начинает развиваться тугоухость.

На КС основные источники шума – это газотурбинный двигатель, центробежный нагнетатель, нагнетательные трубопроводы, пылеуловители, АВО газа, установка подготовки газа (УПГ) и электрические двигатели различного назначения.

Пребывание длительное время в условиях с уровнем шума выше 110 дБ приводит к временному ухудшению слуха. Потеря слуха происходит когда уровень шума достигает 115 дБ. Шум нормируется по СанПиН –96.

Вибрация – механические колебательные движения, источниками которой на объектах КС могут быть оборудование и трубопроводы.

Если колеблющиеся части оборудования соприкасаются с телом работающего, вибрация выступает в качестве профессиональной вредности.При общих вибрациях с частотой менее 0,7 Гц всё тело колеблется как единый элемент. В частотном диапазоне 4 – 30 Гц возникает резонанс органов человека. В результате резонанса могут возникнуть повреждения внутренних органов. Систематическое воздействие вибраций приводит к нарушению физиологических функций организма. Поражается нервная, сердечно-сосудистая и пищеварительная системы.

4.2 Технико-организационные меры по технике безопасности и охране Во время эксплуатации агрегатов и технологических трубопроводов установлен надзор за их герметичностью, во избежании образования взрывоопасных смесей газа с воздухом.

Различие в категорийности помещений нагнетателей и машзала газовых турбин определяет решение КЦ в два пролета с разделительной непроницаемой стенкой между залом турбин и нагнетателей. В месте прохода через разделительную стенку промежуточного вала привода нагнетателя устанавливается герметичная разборная мембрана, защищающая от проникновения газа из помещения нагнетателей в машзал газовых турбин.

Для предотвращения проникновения газа по валу из нагнетателя в машзал используется система регулирования уплотнения нагнетателя. У нагнетателя имеется два уплотнения: лабиринтовое со стороны газовой полости и торцевое графитовое со стороны подшипника. Это обеспечивается тем, что в камеру между торцевым уплотнением и опорным подшипником подводится масло с давлением на 1.3... 3 кгс / см2 больше, чем давление газа в камере после лабиринтового уплотнения (в уплотнительной камере).

4.2.1.2 Система обнаружения присутствия газа Система проверки присутствия взрывчатых газов в воздухе, состоит из централизованного узла наблюдения (находящегося в диспетчерской), которая направляет сигнал на тревожный индикатор, и из местных щупов, содержащих чувствительный элемент.

Заданные значения при которых срабатывает тревожный контакт, являются следующими:

- в здании турбокомпрессора тревога при 20 % нижнего предела взрываемости (НПВ);

- в турбинных блоках тревога при 15 % НПВ, остановка при 30 % НПВ;

- в блоках турбогенераторов тревога при 20 % НПВ, остановка при 40 % НПВ;

- в помещениях батарей тревога при 15 % НПВ;

- в блоке подготовки газа тревога при 20 % НПВ;

Щиты распространения газа размещены внутри блока газовой турбины, а также внутри зданий турбогенератора и турбокомпрессоров, в блоке турбогенератора, в батарейной и в кожухе установки подготовки газа.

В части “КИП и Автоматика” приведены места расположения сигнализаторов загазованности и пределы их срабатывания.

4.2.2 Защита от статического и атмосферного электричества Статическое электричество таит опасность возникновения пожара и взрыва. Общие положения по защите от статического электричества изложены во "Временных правилах защиты от проявлений статического электричества на производственных установках и сооружениях нефтяной и газовой промышленности":

предотвращения опасностей, связанных с искровыми разрядами статического электричества, должны быть заземлены.

Максимальное сопротивление контура заземления от статического электричества не должно превышать 100 Ом.

электромагнитной индукции. От прямых ударов молний сооружения защищены специально установленными молниеотводами.

Молниеотвод состоит из трех частей: молниеприемника, токоотвода и заземления. Для устройства молниеотвода использовано оцинкованное железо. Основное преимущество железа: высокая температура плавления и относительно низкая стоимость.

Защита организуется в зависимости от продолжительности грозовой деятельности, определяется по картам РД - 34.21.122-87 в соответствии с "Инструкцией по устройству молниезащиты зданий и сооружений". КС относится к 2-й категории по устройству молниезащиты.

различные меры защиты.

электроустановок проектом предусмотрено:

1) выбор схемы электроснабжения потребителей электроэнергии обеспечивает их надежную работу;

2) выбор электрооборудования, проводов и кабелей, а также способов их установки и прокладки с учетом условий среды, в которой они эксплуатируются;

допустимых токовых нагрузок на выбранные сечения проводов и кабелей;

4) аппараты, приборы, провода, шины и конструкции соответствуют нормальным условиям работы, условиям режима коротких замыканий;

5) заземления электрооборудования обеспечивает безопасность обслуживающего персонала при эксплуатации и ремонте электроустановок.

Вентиляция создает нормальные санитарно-гигиенические условия труда в производственных помещениях, в воздух которых попадают взрывоопасные и токсичные газы, пары, пыль, избытки влаги и тепла. В соответствии со СНиП 2.04.05-86 " Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха" установлена искусственная и естественная вентиляция.

При естественной вентиляции воздухообмен происходит в результате разности температур воздуха в помещении и вне его, отчего нагретый воздух, как более легкий удаляется наружу. Для снижения аэродинамического шума все вентиляционное оборудование устанавливается на виброизолирующих основаниях, и снабжаются мягкими вставками на всасывании и нагнетании.

Оборудование вытяжной вентиляции взрывоопасных помещений предусмотрено во взрывобезопасном исполнении.

Пуск системы периодического действия - автоматический от газоанализаторов. Приемные отверстия для удаления воздуха периодической вентиляции размещаются в зоне наибольшего скопления взрывоопасных паров и газов.

несгораемых материалов.

Вентиляционное оборудование и воздуховоды, предназначенные для помещений категории производства А, заземляются путем соединения на всем протяжении систем в непрерывную электрическую цепь или присоединением каждой системы не менее, чем в двух местах к контурам заземления электрооборудования и молниезащиты с учетом требования ПУЭ.

В особо газоопасных производственных помещениях, где по условиям производства возможно внезапное интенсивное выделение взрывоопасных и токсичных газов или паров, дополнительно предусматривают аварийную вытяжную вентиляцию, обеспечивающую 8-кратный (и более) обмен воздуха в 1 час по полному внутреннему объему помещения с учетом постоянно действующей механической вентиляцией.

Вентиляционные системы взрывоопасных помещений должны функционировать в течение всех стадий производственного процесса, независимо от времени пребывания там персонала.

При пожаре, системы вентиляции с механическим побуждением отключаются централизованно от специальных щитов или кнопок. В качестве нагревательных приборов для взрывоопасных помещений приняты электропечи во взрывозащищенном исполнении. Вредные взрыво- и пожароопасные вещества подлежат удалению системами вытяжной вентиляции из блоков компрессорной станции. Технологические аппараты перед остановкой на ремонт необходимо пропаривать до достижения в них концентрации вредных веществ не превышающей предельно-допустимую согласно санитарным нормам.

Для предотвращения выделений взрывоопасных и вредных паров предусмотрена герметизированная система сбора газа и воды на всем продвижении продукции скважин.

Сепарационная и другая технологическая аппаратура, работающая под давлением, оборудуется предохранительными клапанами, манометрами и указателями уровня.

Все необходимые меры по снижению шума на КС, воздействующего на человека на рабочих местах, принимаются в соответствии с ГОСТ 12.1. - 80 и Сан П и Н 2.2.4/2.1.8.562-93.

Эффективное снижение широкополосного шума достигнуто за счет использования звукопоглощающих и звукоизолирующих материалов в шумоподавляющих конструкциях.

В ГТУ заметный эффект дает акустическая обработка внутренней поверхности входного патрубка компрессора и внешнего патрубка турбины.

Это снижает затраты на шумопоглощающие устройства во входном и выходном трактах.

вибродемпфирования. Обычная листовая резина - малосжимаемый материал, поэтому для снижения вибрации на КС применяют пористую и перфорированную резину. Снижение шума, вызываемого колебаниями металлических поверхностей, добиваются с помощью звукопоглощающих и вибродемпфирующих облицовок, материалами с большим внутренним трением. Для снижения шума ГПА применяются, как проходные глушители, которые, не препятствуя движению воздуха, существенно снижают уровень звука, так и звуколокализующие и шумо вибропоглощающих материалов подавляющие устройства в виде защитных кожухов и покрытий из звуков.

Утечки газа или воздуха через не плотности фланцевых соединений создают высокочастотный шум. Вибрация элементов корпусных деталей вызывает, как правило, низкочастотный шум.

Высокочастотный структурный шум легче поддается устранению при выполнении виброизоляции с помощью разного рода прокладок или амортизаторов.

Борьбу с низкочастотным шумом нужно вести в источнике - за счет устранения вибрации роторов-опор.

ровень шума со стороны выхлопа ГТК на 14...20 дБ меньше, чем со стороны всасывания, имеет более плотное распределение спектра частот, в нем отсутствует сиренный шум. Шум выходного тракта заметно увеличивается при возрастании расхода газа, то есть единичной мощности.

Для защиты работающих от производственных воздействий служат средства индивидуальной защиты, к которым относятся спецодежда, спецобувь, средства защиты органов человека от вредных производственных факторов и предохранительные приспособления. Вид средств индивидуальной защиты диктуется спецификой выполняемой работы и метеорологическими условиями.

Защитные средства (очки, каски, противогазы, респираторы и др.) и предохранительные приспособления выдаются работникам в зависимости от характера и условий выполняемых работ.

Например, для машиниста технологических компрессоров должна быть выдана следующая спецодежда: костюм хлопчатобумажный, сапоги кирзовые, перчатки - в летнее время; полушубок, меховая шапка, валенки, костюм зимний, рукавицы - в зимнее время. Спецодежда должна быть хорошо подогнанной по росту и не стесняющей движений. Срок годности для каждого вида спецодежды - индивидуален. Из защитных средств машинисту технологических компрессоров положена также: каска, наушники.

В соответствии с ГОСТ 12.0.004-90 для поступающих на работу после медицинского освидетельствования предусмотрен вводный инструктаж и инструктаж на рабочем месте. Вводный инструктаж проводит работник службы техники безопасности. Поступающему сообщают общие положения по безопасности труда: характеристику производства и условий труда, нормы поведения на производстве, условия применения средств индивидуальной защиты, общие меры электро-, взрыво- и пожаробезопасности, приемы первой помощи, правила обращения с первичными средствами пожаротушения и другие. Инструктаж на рабочем месте проводит мастер, который разъясняет обязанности при выполнении получаемой работы, правила включения и аварийной остановки оборудования, показывает правильные навыки работы и другие.

Работники должны пройти специальный инструктаж по правилам пользования защитными средствами и предохранительными приспособлениями, знать способы проверки исправности. От правильности выбора индивидуальной защиты и технического состояния их зависит успех и безопасность проведения работ.

Для работающих также предусмотрены периодические инструктажи, проводимые ежегодно или ежеквартально, внеочередные инструктажи при изменении условий труда, введении новых правил, после выявленных нарушений инструкций, травм и аварий из-за неудовлетворительного инструктажа. После каждого инструктажа опросом проверяют усвоение требований инструкций. Проведение каждого инструктажа подтверждается записью в журнале или в личной карточке за подписью инструктора и всех инструктируемых.

Обо всех замеченных неисправностях спецодежды и спасательного снаряжения рабочий должен немедленно сообщить лицу, ответственному за производство работ.

3.3.1 Выполнение мероприятий при угрозе и возникновении При угрозе возникновения чрезвычайных ситуаций (ЧС) на объекте проводятся следующие мероприятия:

О возникшей ситуации оповещается начальник ГО объекта, комиссия по чрезвычайным ситуациям и штаб ГО, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий.

Организуется прогнозирование возможной обстановки. Полученные данные от разведывательных формирований ГО отображается по схеме ЛПУМГ, для последующего доклада председателю комиссии по чрезвычайным ситуациям, начальнику ГО ЛПУМГ, в штаб гражданской обороны района.

При угрозе возникновения аварии с выбросом сильнодействующих ядовитых веществ проводятся следующие мероприятия:

организуется наблюдение за обстановкой и ее контроль на территории объекта силами звена разведки;

готовятся к выдаче индивидуальных средств защиты;

проводится герметизация помещений, зданий для укрытия в них сотрудников;

готовится медпункт для оказания помощи рабочим и служащим объекта;

направляется оперативная группа комиссии по ЧС в угрожаемый объект для оценки обстановки на месте и принятия решения по сложившейся обстановке;

комиссия по ЧС организует и контролирует проведение мероприятий по предотвращению и уменьшению последствий возможной аварии.

При угрозе возникновения стихийных бедствий (резкое изменение температуры воздуха, сильный ветер, ливневые дожди, ураган, смерч, обильный снегопад и т.д.):

организовать наблюдение за состоянием окружающей среды силами охраны объекта;

усилить аварийно-технические формирования;

привести в готовность резервные источники тепло, водо-, энергоснабжения.

В предыдущей части раздела, был проведен анализ опасностей возникающих в компрессорном цехе и рассмотрена профилактика аварийных ситуаций, однако всегда существует риск возникновения новой аварии.

4.3.2 План ликвидаций аварий План ликвидации аварий на КС разрабатывается начальником КЦ и утверждается главным инженером ЛПУ МГ. План по ликвидации аварий включает следующие мероприятия:

1) перечень тем противоаварийных тренировок:

пожар на работающем агрегате в машзале;

пожар в галерее нагнетателей;

утечка на АВО газа с возгоранием;

утечка газа на БПТПГ, пылеуловителях, сепараторах, с возгоранием;

разрыв магистрального газопровода и т.д.

2) Оперативная часть:

виды аварий и места их возникновения;

мероприятия по спасению людей и ликвидации аварий;

лица, ответственные за выполнение мероприятий;

действия пожарной части;

места нахождения средств для спасения людей и ликвидации аварий;

3) Список должностных лиц и учреждений, которые должны быть немедленно извещены об аварии сменным диспетчером.

4) Список лиц, ответственных за выполнение мероприятий предусмотренных планом.

5) Принципиальная схема расположения основных коммуникаций 6) План эвакуации персонала цеха.

Система пожаробезопасности компрессорного цеха предназначена для сигнализации в случае появления очагов загорания и ликвидации их путем автоматической или управляемой подачи воды, пены или углекислого газа в очаг пожара.

Компрессорный цех относится к категории А по степени взрыво- и пожароопасности.

Основными источниками пожароопасности на агрегатах является природный газ, перекачиваемый нагнетателем, а также используемый в качестве топлива при работе газотурбинного двигателя судового типа.

Возможные утечки газа, в случае нарушения герметичности стыков или по другим причинам, создают взрывоопасные смеси воздуха с газом.

Причиной возгорания в КЦ может послужить открытый огонь, искры, повышенная температура предметов, воздуха и т.п. Для предотвращения пожара не следует допускать образования горючей среды и образование в ней источников возгорания.

Автоматическая система пожаротушения обеспечивает пожарную защиту отсеков двигателя и нагнетателя за счет своевременного обнаружения очага возгорания и последующего подавления путем автоматической подачи огнегасящего вещества.

Для предотвращения образования горючей смеси в КЦ контролируется уровень загазованности укрытий агрегатов газоанализатором типа ГАЗ-3М, функционирует система приточной и аварийной вентиляции.

Предотвращение образования в горючей среде источников возгорания достигается за счет следующих факторов:

регламентации исполнения, применения и режима эксплуатации оборудования, материалов и изделий, максимально допустимой температуры нагрева поверхности оборудования;

пожаробезопасности, применение не дающего искры инструмента;

устройство молниезащиты и защиты от статического электричества.

Зал нагнетателей, где наиболее возможно появление взрывоопасной концентрации, отделен несгораемой перегородкой от машинного зала.

Обеспечение пожарной безопасности на КС осуществляется в соответствии с “Типовой инструкцией о мерах пожарной безопасности на газокомпрессорных станциях, магистральных газопроводах, газовых промысловых и подземных хранилищах газа” и “Нормами обеспечения пожаротехническим оборудованием и инвентарем подразделений охраны и добровольных пожарных дружин предприятий газовой промышленности”.

Для предотвращения пожара в КЦ обслуживающий персонал должен следить:

за укомплектованностью пожарных щитов;

за неисправностью и наличием огнетушителей;

регулярно проходить инструктажи по пожарной безопасности;

содержать в чистоте подъездные пути КЦ и пожарным колодцам.

Горючие газы и пары горючих жидкостей в смеси с воздухом в определенной концентраций образуют взрывоопасные смеси, способные взрываться и производить большие разрушения. Пределы взрываемости различных смесей неодинаковы.

Таблица 4.2 - Характеристика вещества с точки зрения взрывопожароопасности взрывоопасных концентраций газовоздушных смесей является неуклонное выполнение всеми работниками правил безопасности, должностных инструкций на рабочем месте и указаний своих непосредственных руководителей.

Таблица 4.3 - Классификация производственных и вспомогательных помещений по взрывопожароопасности АВО,П/У, БТПГ, АГРС 4.4.1 Расположение объектов магистрального газопровода Компрессорные станции магистральных газопроводов располагаются за чертой населенных пунктов на расстоянии не меньше четырех километров.

Это объясняется наличием взрывопожароопасностью и сильным шумом, который создают ГПА. Линейная часть строится согласно гидравлическому расчету и профилю трассы. Проходит по возможности в малозаселенных районах и в дали от пахотных земель.

Все объекты компрессорной станции располагаются на территории согласно рельефу местности и розе ветров. Согласно рельефу располагают склады ГСМ, чтобы предотвратить растекание, резервуары ставят в обвалования в самой низкой части. В низкой части строят очистные сооружения.

Согласно розы ветров располагают котельные и склады ГСМ. Нельзя допустить, чтобы искры от котельной могли попасть на резервуарный парк.

С наветренной стороны строят административное здание и бытовые сооружения (столовые, комнаты отдыха и др.), они же должны располагаться на максимальном удалении от машинного зала.

Основными источниками загрязнения приземного слоя атмосферы являются компрессорные станции, аварийные выбросы природного газа при отказах линейной части магистральных газопроводов и выбросы природного газа из контура нагнетателя при запуске и останове ГПА.

Источниками выделения вредных веществ на КС является природный газ и продукты его сгорания.

Источниками выбросов газа на КС являются продувочные свечи аппаратов (пылеуловителей, фильтров - сепараторов, свечи пуска и разгрузки ГПА, вентиляционные шахты).

Газ из контура нагнетателя сбрасывается в атмосферу при останове ГПА (плановом нормальном или аварийном) и при помпаже нагнетателя.

Источниками выбросов продуктов сгорания газа являются выхлопные трубы ГПА, дымовые трубы.

Основными загрязнителями воздушного бассейна при эксплуатации КС являются окислы азота и окись углерода.

4.5 Экологичность проекта В соответствии с нормативами технологического проектирования производственные помещения и атмосферу на КС предусмотрена полная герметизация всего оборудования, аппаратов и трубопроводов. В связи с этим отсутствуют систематические выбросы в атмосферу газов и жидкостей. Возможны лишь периодические выбросы в атмосферу перед остановкой на ремонт или в аварийных случаях.

На площадке КС имеются следующие постоянные загрязнения атмосферного воздуха вредными веществами (метан, пентан, оксид углерода, диоксид азота, углеводородный конденсат):

1) дымовые трубы компрессорного цеха;

2) подогреватели установки подготовки топливного, пускового и импульсного газа;

3) «дыхание» резервуаров склада ГСМ;

4) вентиляционные выбросы.

Количество загрязняющих веществ, разрешённых к выбросу в атмосферу с промышленной площадки КС приведены в таблице 4. Таблица 4.4 – Количество загрязняющих веществ, разрешённых к выбросу в атмосферу Загрязняющие вещества Суммарный выброс Окись углерода (организованный) 179.778 6. метан(неорганизованный) топливо(организованный) топливо(неорганизованный) В таблице 4.5 представлен перечень загрязняющих веществ поступающих в атмосферу от действующего оборудования.

Таблица 4.5 – Перечень загрязняющих веществ, поступающих в атмосфе Наименование загрязняющего ПДК населённых Класс опасности Компоненты природного 2) пентан 5) оксид углерода 6) двуокись азота 7) углеводородный конденсат промышленными выбросами проведены следующие мероприятия:

опорожнения аппаратов и трубопроводов при авариях и ремонтных работах;

обеспечивающих блокировку оборудования и сигнализации при отклонениях от нормальных условий ведения процесса;

4) строительство за пределами промышленной площадки факела для полного сжигания природного газа при авариях и ремонтных работах на газопроводах.

предохранительных клапанов. При этом избыточный газ направляется на аварийные свечи рассеивания.

Для отвода сточных вод на площадке КС имеются две системы канализации:

1) хозяйственно – бытовая;

2) производственная.

Количество канализационных стоков на площадке КС составляет:

1) хозяйственно – бытовые стоки – 6.65 м3/сут.;

2) производственные (постоянные) – 73.7 м3/сут.;

3) производственные (периодические) – 193.7 м3/сут.

5. Организационно-экономическая часть Целью экономической части дипломного проекта является расчет стоимости выполнения ремонтных работ и сервисного технического обслуживания при диагностики и ремонте оборудования и трубопроводов линейной части магистральных трубопроводов ЛПУ МГ « УстьБузулукское»

5.1 Расчет затрат на обслуживание и ремонт оборудования по проекту Для определения единовременных затрат производственных ресурсов необходимо рассчитать эффективный фонд времени ремонта оборудования.

Эффективный фонд времени ремонта оборудования непрерывного действия определяется по формуле:

где Т эф – эффективное время ремонтов, ч;

Ткап.р – время простоя в капитальном ремонте, ч;

Т ср.р – время простоя в среднем ремонте, ч;

Т тек.р – время простоя в текущем ремонте, ч.

При утвержденном годовом графике проведения комплекса внутритрубной диагностики проводится:

1) капитальный ремонт через 36000 часов. Длительность одного капитального ремонта 550 часов, Ткап.р = 550 часов;

2) длительность одного среднего ремонта составляет 50% от капитального ремонта, т.е 275часов, Т ср.р = 275 часов;

3) продолжительность текущего ремонта составляет 10% от капитального ремонта, 55 часа. Т тек.р = 55 часов.

Следовательно Таким образом, эффективный фонд времени всех ремонтов составляет часов.

Далее необходимо рассчитать сметную стоимость оборудования, подлежащего ремонту и техническому обслуживанию (таблица 5.1).

Таблица 5.1 - Сметная стоимость оборудования Система обнаружения "Импульс" Передвижной компрессор ТКА 80- Норма амортизации составляет 8-10% от стоимости оборудования.

Рассчитав стоимость оборудования, целесообразно рассчитать стоимость запасных частей для ремонта данной установки из расчета 7% от балансовой стоимости оборудования.

Сумма средств на расходные и вспомогательные материалы составляет 0,05 % от балансовой стоимости оборудования.

Следовательно, необходимо составить смету расходов на содержание и ремонт оборудования (таблица 5.2) Таблица 5.2 - Смета расходов на содержание и ремонт оборудования стоимости оборудования) оборудования) Накладные расходы (50% от ФОТ) стоимости оборудования) Сумма затрат на содержание и ремонт оборудования составляет 1649422,75 рублей.

5.2 Расчет затрат на оплату труда Расчет трудовых показателей начинается с определения численности работников необходимых для выполнения определенных функций.

производства условий и режима работы предприятия.

Штатное расписание предприятия представлено в таблице 5. Штатное расписание используется для расчета суммы заработной платы работников предприятия по ставкам и окладам.

При определении фонда оплаты труда работников предприятия рассчитывается фонд основной и дополнительной заработной платы.

Основная заработная плата включает следующие элементы:

тарифный фонд, доплаты к тарифному фонду и доплаты за работу в праздничные дни.

Таблица 5.3 - Штатное расписание предприятия Специалист по пуску и поиску ОУ Помощник специалиста по Водитель-оператор компрессорной установки Таким образом, фонд заработной платы представляет собой сумму основной и дополнительной заработной платы работников предприятия.

Следовательно, плановую смету расходов на оплату труда можно представить в таблице 5.4.

Таблица 5.4 - Плановая смета расходов на оплату труда за год результатам деятельности 30% страхования медицинского страхования 5.3 Расчет издержек производства и обращения используемых в процессе осуществления проекта природных ресурсов, сырья, материалов, а также других затрат на его производство и реализацию.

Совокупность затрат труда, материальных ресурсов на производство, реализацию, организацию производства представляет собой издержки производства и обращения.

Таким образом, полную себестоимость проекта можно представить в сводной таблице 5. Таблица 5.5 - Полная себестоимость реализуемого проекта Расходы на оплату труда страхование Сумма амортизации Ремонтный фонд оборудования Накладные расходы Прочие расходы Полная себестоимость проекта Полная себестоимость проекта составила 6140766,74 рублей.

5.4 Прогнозирование объемов реализации продукции и выручки.

Расчет доходов предприятия Финансовым результатом деятельности предприятия является размер прибыли. Прибыль в данном случае определяется как разница между выручкой от реализации проекта и затратами на его осуществление и реализацию. Однако сумма прибыли, которая остается в распоряжении предприятия представляет собой разницу между прибылью и сумой налога на прибыль.

полученных предприятием за проект, выражая следующей формулой:

Цена одного часа ремонта составляет 20-30% от себестоимости одного часа ремонта данной установки.

Прибыль от реализации проекта определяется как разница между выручкой от реализации проекта и затратами на его осуществление.

В – выручка от реализации проекта, руб.;

С – себестоимость проекта, руб.

Показатели, характеризующими эффективность принимаемых решений, является величиной чистой прибыли, полученной от реализации инвестиционного проекта. Данный показатель рассчитывается следующим образом:

Ставка налога на прибыль составляет 20% в соответствии с 25 главой налогового Кодекса РФ.

Следовательно, плановые доходы предприятия от реализации проекта представлены в таблице 5. Таблица 5.6 - Плановые доходы предприятия от реализации инвестиционного проекта Таким образом, прибыль предприятия составит 1228089,26 руб, соответственно чистая прибыль предприятия 982471,41 руб.

5.5. Расчет показателей экономической эффективности проекта Основным показателем целесообразности разработки и внедрения проекта является экономическая эффективность.

Показателями эффективности проекта являются:

- рентабельность проекта;

- срок окупаемости капиталовложений.

Соизмерение прибыли с затратами означает рентабельность.

Рентабельность ремонтного предприятия = Прибыль / Выручка от реализации * 100%;

Рентабельность ремонтных услуг = Прибыль / Себестоимость ремонтов *100% Показатели рентабельности основных средств, связывая результативность тенденций деятельности с имеющимися хозяйственными средствами или финансовыми ресурсами, отражают результативность всего бизнеса. Эти показатели используются инвесторами в процессе принятия решения о вложении их средств в данную организацию.

Таким образом, итоговые экономические показатели деятельности предприятия целесообразно представить в таблице 5. Таблица 5.7 - Экономические показатели реализации проекта Чистая прибыль предприятия равна 982471,41 рубля.

Таким образом, произведен расчет экономических показателей реализации проекта, которые показали, что проект полностью рентабелен.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При разработке проекта проведения огневых работ определены основные направления этих работ на магистральных газопроводах, на основе нового подхода, заключающегося в выявлении локальных участков газопроводов, пораженных стресс- коррозией, и ликвидации всех находящихся на них значимых стресс- коррозионных дефектов при производстве огневых работ врезкой под давлением газа без ограничения транспорта газа потребителям.

В проекте приведен обзор по видам дефектов, методам дефектоскопии, врезки под давлением газа и техническим средствам.

Рассмотрены и приведены меры и мероприятия для безопасного ведения технологического процесса и предотвращения влияния вредных и токсичных веществ на эксплуатационный персонал и окружающую среду в целом. Выполнение данных мероприятий позволяет снизить травматизм на рабочих местах и повысить работоспособность персонала.

Выполнены технико – экономические расчеты, подтверждающие эффективность работы системы сервиса в сложившихся ценах на топливном рынке страны.

внутритрубной инспекции и оценке опасности дефектов Приказ ОАО "Газпром" от 09.02.99 N б/н ВРД от 09.02.99 N 39-1.10-001- трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция Приказ промышленности СССР от 01.12.88 N 332 ВСН от 01.12.88 N 008- Подводные переходы Приказ Министерства строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности СССР от 01.12.88 N 332 ВСН от 01.12.88 N 010- трубопроводов. Очистка полости и испытание Приказ Министерства строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности СССР от 27.12.88 N б/н ВСН от 27.12.88 N 011- 5. ВСН 012-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Часть I (с Изменением N 1, утвержденным приказом Министерства строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности от 11.03.90 N 48) Приказ Министерства строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности СССР от 27.12.88 N 375 ВСН от 27.12.88 N 012- 6. ВСН 012-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Часть II. Формы документации и правила ее оформления в процессе сдачи-приемки (с Изменением N 1, утвержденным приказом Министерства строительства Приказ Министерства строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности СССР от 6.05.89 N 239 ВСН от 16.05.89 N 012- 7. ВСН 51-1-97 Правила производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов Приказ ОАО "Газпром" от 20.02.97 N б/н ВСН от 20.02.97 N 51-1- 8. ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные.

Радиографический метод Постановление Госстандарта СССР от 20.12.82 N 4923 ГОСТ от 20.12.82 N 7512- 9. Инструкция по освидетельствованию, отбраковке и ремонту труб в процессе эксплуатации и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов Приказ ОАО "Газпром" от 08.11.91 N б/н 10. Инструкция по отбраковке труб, поврежденных коррозией Приказ Министерства газовой промышленности СССР от 07.07.78 N б/н Инструкция по магнитному контролю линейной части магистральных газонефтепродуктопроводов Основные положения ВРД 39-1.10-027- Утверждено Госгортехнадзором России постановлением №10-03/46от « 15 »

января 2001 г.

газопроводов в слабонесущих грунтах. М: ВНИИГАЗ, 1986.

12. Инструкция по отбраковке и ремонту труб линейной части магистральных газопроводов. М: ВНИИГАЗ, 2000.

промышленности. Р51-31323949-58-2000. М: ВНИИГАЗ, 2000.

14. Инструкция по контролю толщин стенок отводов надземных газопроводов, технологической обвязки КС, ДКС, ГРС и гребенок подводных переходов магистральных газопроводов. М: ИРЦ «Газпром», газораспределительных станций магистральных газопроводов с рекомендациями по реконструкции и модернизации Информация, справка от 01.01. 16. Магистральный трубопроводный транспорт: Перспективы развития.

Законодательное обеспечение / Федер. собрание РФ. Гос.Дума.Ком.по энергетике, транспорту и связи; Сос. С.К.Зенина и др.; Пер.с англ.

Е.Я.Канареевой. - М.: Изд-во Гос.Думы, 2001. - 62 с.: ил.

17. Международная деловая встреча "Диагностика-2001" (11; апр. г.; Тунис). Одиннадцатая международная деловая встреча "ДиагностикаДоклады. Т.2, ч.1 : Диагностика линейной части магистральных газопроводов / ОАО "Газпром". Дочерн. акцион. о-во "Оргэнергогаз".

Информ.-реклам. центр газ. пром. - М., 2001. - 194 с.: ил., табл. - Библиогр. в конце докл.

18. Международная деловая встреча "Диагностика-2001" (11; апр. г.; Тунис). Одиннадцатая международная деловая встреча "ДиагностикаДоклады. Т.2, ч.2 : Диагностика линейной части магистральных газопроводов / ОАО "Газпром". Дочерн. акционер. о-во "Оргэнергогаз".

Информ.-рекл. центр газ. пром. - М., 2001. - 155 с.: ил. - Библиогр. в конце докл.

19. Методика оценки напряженно-деформированного состояния магистрального газопровода в условиях стресс-коррозии (на стадии завершения).

20. Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов. ВРД 39-1.10-026-2001. М: ВНИИГАЗ, надежности магистральных газопроводов. РД 51-4.2.- 003-97.

22. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине "Коррозия и защита нефтегазового и нефтегазопромыслового оборудования":

(Для спец."Техника антикоррозион.защиты оборудования и сооружений") / Уфимск.гос.нефт.технич.ун-т; Сост. М.В.Кузнецов, А.Н.Лизунов, Д.М.Киреев. - Уфа, 1997. - 34 с.: табл. - Библиогр.: с.23 (5 назв.) 23. Методические указания по диагностическому обследованию состояния коррозии и комплексной защиты подземных трубопроводов от коррозии риказ ОАО "Газпром" от 07.12.89 N б/н газопроводов ОАО «Газпром» врд 39-1.10-043- диагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ Приказ ОАО "Газпром" от 22.07.98 N б/н 26. Пособие по расчету на прочность технологических стальных трубопроводов на РУ до 10 МПА (к СН 527-80) Пособие от 04.09.86 N б/н СН от 04.09.86 N 527-80 РД 08-200-98 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности Постановление Госгортехнадзора России от 09.04.98 N 24 РД от 09.04.98 N 08-200- 27. Рекомендации по контролю напряженного состояния магистральных газопроводов. М: ВНИИГАЗ, 1989.

28. Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с дефектами типа овализации. М: ВНИИГАЗ, 1996.

газопроводов в непроектном положении. М: ВНИИГАЗ, 1986.

30. Рекомендации по проведению контроля технического состояния подводных переходов (береговые участки). М: ВНИИГАЗ, 1999.

нефтехимических предприятий: Спpавочник. - М.: Химия, 1995. - 240 с.: ил. Библиогp.: с.237 (115 назв.).

32. Руководство по анализу результатов внутритрубной инспекции и оценке опасности дефектов. ВРД 39-1.10-001-99. М: ИРЦ «Газпром», 1999.

33. СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы Постановление Госстроя СССР от 16.05.80 N 67 СНиП от 16.05.80 N III-42-80* газопроводов. Производство сварочных работ и контроль качества сварных соединений Приказ ОАО "Газпром" от 11.09.96 N 44 СП от 11.09.96 N 105СП 111-34-96 Свод правил сооружения магистральных газопроводов. Очистка полости и испытание газопроводов Приказ ОАО "Газпром" от 11.09.96 N 44 СП от 11.09.96 N 111-34- 36. СП 34-116-97 Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов 37. Приказ Министерства топлива и энергетики Российской Федерации от 23.12.97 N 38. СП от 23.12.97 N 34-116- 39. Справочник работника газовой промышленности Справочник от 01.01. 40. Типовая инструкция по безопасному ведению огневых работ на промышленности СССР от 03.08.88 N б/н