Трубы диаметром 114 и 133 мм с толщиной стенки более 6 мм просвечиваются за три установки источника излучения по схеме, представленной на Рисунке 28.

При контроле "на эллипс" применяются мелкозернистые высококонтрастные радиографические пленки в комбинации со свинцовыми усиливающими экранами.

Швы приварки врезок, отводов и т.п. к основной трубе просвечиваются по одной из схем, представленных на Рисунках 29, б - 32, в зависимости от диаметров свариваемых элементов, их соотношений, условий доступа к шву.

Просвечивание трубопроводов диаметром менее 57 мм с соотношением d/D < 0,8 (d и D - соответственно внутренний и наружный диаметры) проводится по схеме Рис. 29. Если соотношение d/D ? 0,8, просвечивание осуществляется по схеме, представленной на Рис. 28, за одну установку "на эллипс". Просвечивание сварных швов врезок в трубопроводы менее 76 мм производится в соответствии с Рис. 29, б. Просвечивание сварных швов врезок диаметром менее 76 мм осуществляется в соответствии со схемой, приведенной на Рис. 30. При просвечивании по схемам, представленным на Рис. 30, разрешается использовать источники ионизирующего излучения. Фокусное расстояние должно быть не менее пяти диаметров трубопровода.



Рисунок 29 - Схема фронтального просвечивания через две стенки за одну установку источника излучения без его смещения относительно сварного шва а) для соединения труб; б) для соединений врезок

Рисунок 30 - Схема фронтального просвечивания швов врезок малого диаметра за одну установку источника излучения

Просвечивание стыков врезок диаметром более 76 мм осуществляется в соответствии со схемой, приведенной на Рис. 31.



Рисунок 31 - Схема фронтального просвечивания швов врезок большого диаметра за несколько установок источника излучения

Фокусное расстояние при просвечивании по схеме Рис. 28 выбирается в зависимости от активности используемого источника излучения и требуемой чувствительности контроля.

Смещение источника излучения относительно плоскости сварного шва при контроле по схеме Рис. 28 оставляет (0,35 - 0,5)F при просвечивании за одну экспозицию и ~2F - при просвечивании за две экспозиции (F- фокусное расстояние).

При просвечивании по схемам, представленным на Рис. 32, фокусное расстояние должно быть не менее диаметра того патрубка, к внутренней поверхности которого прикладывается радиографическая пленка.

Рисунок 32 - Схема просвечивания швов врезки снаружи трубы за несколько установок источника излучения

Расчет режимов просвечивания продольных стыковых швов муфты

Источник излучения выбирается в зависимости от толщины и плотности контролируемого металла (таблица 16).

Суммарная толщина Стальной трубы и муфты составляет 56 мм. Выбираем по таблице 16 рентгеновский источник излучения, аппарат РУП-400-5-1 с максимальным напряжением на трубке до 400 кВ и током 5 А.

По номограмме (рисунок 34) выбираем рентгеновскую пленку РТ-1.

Рисунок 34 - Номограмма областей применения рентгеновских пленок при просвечивании стали



I - РТ-5, РТ-4; II - РТ-1, РТ-3; III - РТ-2.

Рисунок 35 - Номограмма экспозиций просвечивания стальных деталей (аппарат РУП-400-5-1, пленка РТ-1, F_Р = 75 см, D_ОПТ = 1,3?1,5)

По номограмме (рисунок 35) определяем, что экспозиция равна 5 мА•мин. Из этого следует, что время просвечивания одного участка шва 1 минута.

Таблица 16 - Область применения ионизирующего излучения для дефектоскопического контроля

Подготовка и проведение радиографического контроля

Как правило, специальной подготовки поверхности сварного соединения перед проведением радиографического контроля не требуется. Однако, в тех случаях, когда неровности поверхности сварного шва, брызги металла могут повредить радиографическую плёнку, эта поверхность зачищается.

После устранения дефектов сварного шва, выявленных по результатам предшествующего контроля, производится разметка сварного соединения. Сварной шов размечается на отдельные участки, задают начало и направление нумерации в определенной последовательности для каждого снимка [20].

Разметка сварного соединения выполняется несмывающимся маркером (маркером по металлу), обеспечивающим сохранение маркировки до сдачи трубопровода под изоляцию.

Для измерения глубины дефекта по его потемнению на радиографическом снимке методом визуального или инструментального сравнения с эталонными канавками или отверстиями используются канавочные эталоны чувствительности или имитаторы.

Форма имитаторов может быть произвольной, глубину и ширину (диаметр) канавок и отверстий выбирают по таблице 17 (количество канавок и отверстий не ограничивается).

Таблица 17

Толщина имитатора, h, мм	Глубина канавок и отверстий hi, мм	Предельные отклонения глубины, мм	Ширина канавок (диаметр отверстий), мм
h ? 2	0,1 ? hi ? 0,5	-0,05	1,0 ± 0,1
2 ? h ? 4	0,5 ? hi ? 2,7	-0,10	2,0 ± 0,1

С целью более точного распознавания дефектов (типа шлаковых включений) допускается заполнение отверстий имитаторов жидким стеклом.

Проволочные эталоны чувствительности устанавливаются непосредственно на сварной шов с направлением проволок поперек шва. Канавочные эталоны чувствительности и имитаторы устанавливаются с направлением канавок поперек сварного шва на расстоянии от него не менее, чем 5 мм.

При просвечивании трубопроводов с расшифровкой только прилегающих к пленке (к кассетам) участков сварного соединения эталоны чувствительности помещаются между контролируемым участком трубы и пленкой (кассетой с пленкой).

При определении фактора экспозиции (времени просвечивания) пользуются номограммами, которые позволяют по исходным данным: (толщина стенки трубы, диаметр трубы, схема просвечивания, фокусное расстояние, параметры источника излучения) определять ориентировочное время экспозиции. Корректировка времени экспозиции производится при пробном просвечивании.

2.3.3.5 Ультразвуковой контроль

Ультразвуковому контролю в соответствии с требованиями РД-08.00-60.30.00-КТН-046-1-05 подвергаются сварные соединения трубопроводов наружным диаметром от 10 до 1220 мм включительно и с номинальной толщиной стенки от 2 до 40 мм включительно.

Ультразвуковой контроль проводится для выявления внутренних и выходящих на поверхность протяженных (непровары, несплавления, трещины, подрезы, цепочки скопления пор и включений) и не протяженных (одиночные газовые поры, шлаковые включения) дефектов.

Оборудование и материалы для контроля

Для проведения ультразвукового контроля необходимо наличие:

– импульсного ультразвукового дефектоскопа;

– контактных пьезоэлектрических преобразователей (ПЭП);

– стандартных образцов (СО) по ГОСТ 14782-86 или комплекта контрольных образцов и вспомогательных устройств из набора КОУ-2;

– стандартных образцов предприятия (СОП);

– контактной смазки;

– средств и приспособлений для хранения, нанесения и транспортировки контактной смазки;

– инструмента и приспособлений для разметки контролируемого соединения и измерения характеристик выявленных дефектов;

– вспомогательных средств и инструментов, необходимых для отметки мест расположения выявленных дефектов, записи результатов контроля, подготовки околошовной зоны сварного соединения и пр.

Для контроля применяются контактные наклонные совмещенные или раздельно-совмещенные (в т.ч. «хордового» типа) ПЭП. В зависимости от диаметра и толщины стенок труб контролируемого соединения технические характеристики ПЭП определяются из Таблицы 18.

Таблица 18

Номинальный наружный диаметр трубы DH, мм	Номинальная толщина стенки трубы S, мм	Конструкция (тип) ПЭП	Номинальная рабочая частота f, МГц	Номинальный диаметр пьезопластины d, мм	Угол ввода б, град.	Стрела искателя k, мм, не более
1	2	3	4	5	6	7
? 325	2,0 < S ? 4,0	PC	5,0	6,0	73±1	8
	4,0 < S ? 6,0	С/PC	5,0	6,0	72±2	8
	6,0 < S ? 9,0	С/PC	5,0	6,0	72±2	8
325 < D ? 1220	4,0 < S ? 6,0	С	5,0	6,0	70±2	10
	6,0 < S ? 8,0	С	5,0	6,0	70±2	10
	8,0 < S ? 12,0	С	5,0	8,0	65±2	12
	12,0 < S ? 15,0	С	5,0	12,0	65±2	12
	15,0 < S ? 20,0	С	2,5	10,0	65±2	12
	12,0 < S ? 26,0	С	2,5	12,0	65±2	12
	26,0 < S ? 40,0	С	2,5	12,0	65(50)±2*	15(12)*
Примечания: 1 Конструкция ПЭП обозначена: «PC» - раздельно-совмещенный, наклонный; «С» - совмещенный, наклонный. 2 Для раздельно-совмещенных ПЭП «хордового» типа значения угла ввода и стрелы искателя не регламентируются и определяются конструкцией ПЭП. 3 При наличии пьезопреобразователей, стандартные значения рабочей частоты и углов ввода которых отличаются от указанных в таблице, следует выбирать преобразователи с ближайшими большими значениями. * Значение без скобок - при контроле нижней части шва прямым лучом, в скобках - верхней части шва однократно отраженным лучом.

Кроме совмещенной и раздельно-совмещенной схем включения, применение которых оговорено требованиями столбца 3 таблицы 18, допускается использование раздельных схем включения ПЭП.

Для проверки технических параметров дефектоскопов и пьезопреобразователей, а также основных параметров контроля используются стандартные образцы CO-2 и CO-3 по ГОСТ 14782-86 или другие (например, образцы МИС V1 и V2).

Для настройки дефектоскопа перед проведением контроля сварного соединения конкретного типа и оценки измеряемых характеристик дефектов применяются стандартные образцы предприятия (СОП) с искусственными отражателями по ГОСТ 14782-86. Вид и размеры искусственных отражателей определяются в зависимости от диаметра и толщины стенки труб контролируемого соединения (приложение).

В качестве мерительного инструмента применяются масштабные линейки, штангенциркули и другие инструменты, обеспечивающие измерение линейных размеров с точностью не ниже ±0,5 мм.

В качестве контактной смазки в зависимости от температуры окружающего воздуха применяются специальные контактные смазки, в том числе, специализированные пасты отечественного и зарубежного производства.

Настройка аппаратуры

Настройка аппаратуры предусматривает:

* настройку скорости развертки;

* настройку чувствительности;

* настройку системы автоматической сигнализации дефектов (АСД) и глубиномера;

* установку поискового уровня чувствительности.

Настройка скорости развертки (рисунок 37) выполняется таким образом, чтобы сигналы от несплошностей, располагающихся на любом участке сварного соединения, находились в пределах экрана дефектоскопа.

1 - положение ПЭП, в котором получают эхо-сигнал от нижнего углового отражателя;

2 - положение ПЭП, в котором получают эхо-сигнал от верхнего углового отражателя;

3- СОП;

I - эхо-сигнал от нижнего углового отражателя в СОП;

II - эхо-сигнал от верхнего углового отражателя в СОП;

III - зондирующий импульс

Рисунок 37 - Настройка скорости развертки

Проведение контроля

Контроль сварных соединений осуществляется путем перемещения (сканирования) ПЭП (Рис. 38) по поверхности околошовной зоны сваренных элементов параллельно сварному шву с одновременным возвратно-поступательным движением в направлении, перпендикулярном ему. Перемещение ПЭП производится в зоне, ограниченной с одной стороны краем валика усиления, с другой - расстоянием L_max. При этом, как правило, нижняя часть шва контролируется прямым, а верхняя - однократно отраженным лучом.

При контроле сварного шва с использованием пьезопреобразователя «хордового» типа проводится только продольное сканирование вдоль шва (поперечное сканирование не проводят).

Сканирование осуществляется с обеих сторон усиления шва при контроле стыковых кольцевых сварных соединений. Возможность сканирования с обеих сторон шва других соединений (угловых, нахлесточных) определяется их конструкцией [21].

Величина продольного (вдоль шва) шага сканирования не должна превышать, как правило, 2 - 3 мм. В процессе сканирования должен обеспечиваться постоянный акустический контакт рабочей поверхности преобразователя с поверхностью контролируемого соединения.

Скорость сканирования не должна превышать 100 мм/сек. Основные схемы контроля («прозвучивания») сварных соединений различных типов с применением совмещенных ПЭП приведены на рисунках 39- 41.

1, 2 - крайние положения ПЭП при прозвучивании шва соответственно прямым и однократно отраженным лучом; 3 - положение ПЭП при получении сигнала от несплошности сварного шва; Д - несплошность сварного шва; I - положение сигнала от нижнего углового отражателя (зарубки) в СОП; II - положение сигнала от верхней зарубки в СОП; III - сигнал от несплошности (дефекта) сварного шва; IV - зондирующий сигнал.

Рисунок 39 - Схема контроля («прозвучивания») стыкового сварного соединения: а) положения ПЭП и ход распространения ультразвука (по осям пучков) в сечении контролируемого соединения;

б) изображение на экране дефектоскопа.

Рисунок 41 - Схема контроля сварного шва нахлесточного соединения (швы приварки муфт и усиливающих элементов к трубе): а) контроль со стороны трубы; б) контроль со стороны привариваемого элемента.



Рисунок 40 - Схема контроля углового сварного соединения (сварные соединения врезок): а) схема расположения секторов контроля углового сварного соединения; б) контроль в секторах Б и Г; в) контроль в секторах А и Б; г) контроль в промежуточных секторах 1 - 4

Признаком обнаружения дефекта служит появление на поисковом уровне чувствительности эхо-сигнала на экране дефектоскопа в зоне развертки, соответствующей контролируемому участку шва.

При появлении признаков обнаружения дефекта преобразователь фиксируется в положении, при котором амплитуда наблюдаемого сигнала максимальна, и определяются координаты отражающей поверхности. В случае если результат определения координат свидетельствует о том, что обнаруженный отражатель располагается в контролируемом шве (т.е. является дефектом), производится измерение его (дефекта) характеристик.

Расчет параметров УЗК

Для проведения контроля берем дефектоскоп РУК 13-ИМ.

Найдем углы ввода для следующих углов призмы в 30°, 40°, 50°

С_L - скорость продольных волн (для оргстекла С_L= 2670 м/с);

Сф - скорость поперечных волн (для стали Сф=3260 м/с).

Для в=30°:

Для в=40°:

Для в=50°:

В связи с конструктивными особенностями шва принимаем угол призмы в=30°. При этом угол ввода б будет составлять 37°.

Далее находим L_max и L_min

2.4 Разработка маршрутно - операционной технологии композитно-муфтной технологии ремонта

Технологический процесс изготовления изделия состоит из следующих операций:

– определение места расположения дефекта на основании диагностической информации по данным внутритрубных инспекционных снарядов;

– земляные работы при подготовке дефектного участка трубопровода к ремонту;

– очистка дефектосодержащего участка трубопровода от изоляционного покрытия;

– расчет геометрических параметров ремонтной муфты;

– подготовка поверхности трубопровода в зоне ремонта к установке ремонтной муфты;

– установка полуколец ремонтной конструкции;

– сварка продольных швов стыковых соединений полуколец;

– сварка кольцевых швов нахлесточных соединений полуколец;

– установка полумуфт ремонтной конструкции

– сварка продольных швов стыковых соединений муфты;

– сварка кольцевых швов нахлесточных соединений муфты с кольцами;

– зачистка швов;

– контроль качества сварных швов муфты;

– расчет необходимого количества композитного состава;

– приготовление композитного состава;

– заполнение кольцевого зазора муфты композитным составом.

– проведение заключительного контроля;

– нанесение изоляционного покрытия на отремонтированный участок трубопровода.

Муфта должна перекрывать место дефекта не менее чем на 100 мм от края дефекта. Длина муфт выбирается в зависимости от длины ремонтируемого дефекта и в соответствии с требованиями технологии на установку муфт данного типа.

До начала выполнения прихваток производится просушка и предварительный подогрев свариваемых кромок и деталей муфты и поверхности нефтепровода в месте установки муфты [10].

Сварка деталей муфты на нефтепроводе под давлением производится только в установленном интервале температур.

Ручную дуговую сварку (прихватку) продольных стыковых, кольцевых нахлесточных сварных соединений выполняют электродами с низким содержанием водорода в основном покрытии по ГОСТ 9466. Параметры сварочного процесса приварки муфты устанавливаются в соответствии с основными требованиями по обеспечению безопасности и качества сварочных работ:

- недопущение прожога стенки трубы;

- недопущение растрескивания металла в зоне термического влияния вследствие охлаждения потоком газа;

- недопущение водородного растрескивания;

Сварка муфты выполняется с помощью полуавтоматической сварки в СО2 с применением технологии ВКЗ.

Количество слоев в продольных швах колец и муфты зависит от толщины стенки и параметров сборки, которое приводиться в таблице 19. Количество слоев в нахлесточных швах подкладных колец к нефтепроводу и муфты к кольцам зависит от толщины свариваемых кромок.

В процессе сварки обеспечиваются строгий контроль параметров режима сварки. При сварке перерывы в работе не допускаются.

В процессе сварки каждый слой шва зачищается от шлака и брызг наплавленного металла механическим способом с использованием шлифмашинок с набором дисковых проволочных щитков.

По окончании сварки сварные швы накрываются теплоизолирующем поясом до полного остывания. Сварные швы термообработке не подлежат.

Таблица 19 - Рекомендуемое количество слоев в продольных швах

Толщина стенки трубы, мм	Количество слоев
До 12 включ.	2-3
Св. 12 до 15 включ.	3-4
Св. 15 до 18 включ.	4-5
Св. 18 до 20 включ.	5-6
Свыше 20	В соответствие с тех.картой

3. КОНСТРУКТОРСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Выбор оборудования

Согласно рассчитанным режимам сварки мы подбираем оборудование. Оно должно соответствовать всем нашим рассчитанным режимам, а также подходить под выбранную технологию ВКЗ. На основе всего выше перечисленного для полуавтоматической сварки в среде СО₂ выбирается сварочный выпрямитель типа ВД-З06ДК с подающим механизмом полузакрытого типа. Выпрямитель имеет тиристорное управление. В качестве дополнительных функций имеет регулировку тока короткого замыкания, переключатель крутизны вольт-амперных характеристик на три положения, переключатель на три вида сварки и переключатель сварки электродом с целлюлозным или основным покрытием. Впервые в России на всех видах сварки используется комбинированная вольт-амперная характеристика (каждому этапу формирования, плавления и переноса капли электродного металла соответствует свой участок ВАХ). Это определило высокие сварочные свойства, не уступающие лучшим моделям инверторов. Предназначен для всех видов сварки (ТИГ, МИГ-МАГ, ММА) включая сварку алюминия и его сплавов, сварку электродами с основным и целлюлозным видами покрытия и т.д. Обеспечивает качественную сварку во всех пространственных положениях. Со специальным подающим механизмом ПДГО-510Т обеспечивает сварку самозащитными порошковыми проволоками типов NR-206,207 и др. производства фирмы «Линкольн», США. Выпрямитель имеет следующие основные технические решения:

– Версия 03 выпрямителя имеет плату обратной связи по напряжению на дуге и провод обратной связи (между свариваемым изделием и подающим механизмом), что обеспечивает возможность сварки самозащитной порошковой проволокой и удаление подающего механизма от выпрямителя на расстояние до 100м при сварке сплошной проволокой. Версия 02 выпрямителя такой платы и возможности не имеют;

– Широкий диапазон плавной регулировки сварочного тока, возможность дистанционного управления;

– Высокий уровень стабилизации сварочного тока при колебаниях питающей сети и изменениях температуры (-40…+50С);

– Возможность дистанционного регулирования сварочного тока - Малое разбрызгивание при ММА сварке и полуавтоматической сварке;

– Легкий поджиг дуги и низкое дымо- газовыделение;

– За счет выбора крутизны внешней характеристики возможна сварка в различных пространственных положениях, имеет обратную связь по току и напряжению на дуге сварке;

– Возможность сварки всеми видами проволок сплошного сечения, порошковых проволок, включая самозащитные;

– Быстроразъемные, безопасные токовые разъемы;

– Принудительное охлаждение.

ПДГО-510 - подающий механизм полузакрытого типа для работы с выпрямителями типа ВД-306ДК, ВД-506ДК с 4-х роликовым редукторным приводом, электромагнитным клапаном, платой управления сварочным циклом, платой обратных связей по стабилизации скорости подачи сварочной проволоки и сварочного напряжения и газовым трактом. Управление сварочным режимом с лицевой панели.

Особенности:

– Возможность использования длинных (50 - 100м) соединительных кабелей и работы в экстремальных условиях, включая работу на открытых площадках;

– Прямая стыковка с выпрямителем типа ДК без блока БП-01, разъем для подключения проводов управления сварочными режимами непосредственно с горелки и провода обратной связи (провод между изделием и подающим механизмом);

– Возможность работы как со специальной горелкой для сварки самозащитной проволокой, так и стандартной сварочной горелкой с евроразъемом;

– Возможность регулировки диапазона скоростей подачи сварочной проволоки (установление минимальных и максимальных значений);

– Возможность сварки самозащитной порошковой проволокой типов NR-206,207 и др, а также сплошной, порошковой и алюминиевой проволоками в защитных газах;

– Регулировка вылета сварочной проволоки, времени продувки защитного газа до и после сварки, времени выключения источника после прекращения подачи проволоки;

– Плата управления с транзисторным управлением, поэтому применяются любые диаметры сварочной проволоки на любых скоростях подачи;

– 15 кг еврокассета сварочной проволоки.

Благодаря вышеперечисленным особенностям выбранного оборудования можно заключить, что оно полностью удовлетворяет всем требованиям по использованию выбранной технологии ремонта газопровода.

3.2 Выбор приспособлений

Трубопроводы должны обеспечивать безопасную транспортировку энергии, а операторы трубопроводов должны гарантировать безопасность населения, окружающей среды и собственности от любых рисков, связанных с эксплуатацией трубопровода. Для обеспечения надежного ремонта поврежденных частей трубопровода рекомендуется к использованию технология КМТ.

Технология ремонта предусматривает использование четырех стальных частей колец и двух стальных частей муфты большего (по сравнению с трубой) диаметра, которые должны быть соединены таким образом, чтобы охватить поврежденный участок. При этом между трубой и муфтой остается кольцевой зазор. Кольцевой зазор с двух сторон закрыт кольцами к которым приваривается муфта, а затем заполняется жестким композитом при очень низком давлении.

Композитная смесь гарантирует прекрасное соединение обеих стальных поверхностей, обеспечивая продольную и поперечную поддержку. Сочетание стальной внешней муфты и композитного раствора обеспечивает значительную преграду на пути развития вздутия, таким образом, исключая или сводя к минимуму механизм образования дефектов.

Данная процедура может быть проведена без остановки перекачки продукта. Технология КМТ является, вероятно, наиболее действенным техническим методом, прошедшим многочисленные испытания по имитации полного срока службы трубопровода в отношении нагрузки внутренним давлением и усталостных циклов. Технология КМТ используется на основных трубопроводах в течение многих лет.

Этот метод может быть использован для ремонта всех типов нетекучих дефектов, включая трещины, кольцевые сварные швы, продольные сварные швы, вмятины, задиры, коррозию, производственные дефекты и вернуть трубопровод к изначальным рабочим параметрам.

Последние разработки показали, что метод КМТ может быть также использован для ремонта внутренней коррозии и незначительных дефектов утечки. В большинстве случаев отремонтированный участок прочнее примыкающей неотремонтированной трубы.

Агрессивная внутренняя коррозия, в конечном счете, проникает в стенку трубы, но при наличии КМТ на дефекте связь между сталью и композитом не позволяет продукту перемещаться вдоль поверхностей.

Применяемая композитно - муфтовая технология ремонта позволяет ремонтировать любой тип дефекта трубопровода благодаря использованию материалов высокого качества, и некоторая овальность муфты не влияет на прочность конструкции, так как в каждом отдельном случае выбирается оптимальная длина муфты.

Базовые варианты конструкций муфт либо конструктивно сложны, либо ненадежны.

3.3 Выбор инструмента

При выборе инструмента опираемся на технологический процесс. В результате анализа выбирается стандартный набор инструментов с дополнением, которое используется при ремонте магистральных газопроводов. Полный набор инструментов и сам технологический процесс будет отображен в маршрутно - операционной карте.

4. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Расчет потерь при ремонте с остановкой перекачки нефти

Данные:

Скорость перекачиваемой нефти ,н - 1,5 м/с;

Средняя цена за перекачку 1000 т нефти, S - 250 руб.;

Срок ремонта, n - 24 часа;

Плотность нефти, с - 0,858 т/м³.

Рассчитываем объем нефти проходящий через трубу за сутки:

Рассчитываем массу перекаченной за сутки нефти:

Рассчитываем потери при остановке перекачки нефти:

S_з= mS;

4.2 Расчет потерь при ремонте без остановки перекачки нефти

Так как при ремонте по технологии КМТ перекачка нефти не прекращается, то потери идут лишь за счет снижения давления в трубе. Ремонт по технологии КМТ проводится при давлении в трубе в 3 раза меньшем, чем при нормальном режиме работы. При ремонтных работах скорость течения нефти по трубе составляет ? 1м/с.

Рассчитываем объем нефти проходящий через трубу за сутки:

Рассчитываем массу перекаченной за сутки нефти:

Рассчитываем потери при ремонте без остановки перекачки:

;

4.3 Расчет стоимости оборудования участка при сварке в среде СО₂

Стоимость основного сварочного (технологического) оборудования определяется на основе количества сварочных постов, их оптовых цен, а также затрат на транспортировку и монтаж [9].

Оптовые цены берутся по данным базового предприятия. Для машиностроения стоимость подъемно-транспортного оборудования составляет 3% от затрат на основное технологическое оборудование.

Расчет стоимости оборудования ремонтного участка сводится в таблице 20.

Таблица 20 - Расчет стоимости оборудования ремонтного участка

Наименование, тип, модель оборудования	Количество единиц оборудования участка	Полная первоначальная стоимость единицы оборудования	Полная первоначальная стоимость (балансовая) общего числа оборудования, тыс. руб.
		оптовая цена, руб.	затраты на транспорт и монтаж, руб.	итого затраты на единицу оборудования, тыс. руб.
I. Подъемно-транспортное оборудование (Кп)
1 Комплекс УПРС - 4	1	3200000	320000	3520	3520
1 Экскаватор “Хитачи”	1	2100000	210000	2310	2310
Спальный вагон	2	300000	30000	330	660
Итого подъемно-транс, оборудов.	6490,0 тыс. руб.
III. Контрольно - измерительные приборы и устройства
1Дефектоскоп Лайналог	1	92700	9270	102,4	102,4
2 Штангенциркуль-1-1250/05	1	164	19,68	0,18	0,18
Итого контрольно - измерительные приборы и устройства	102,58 тыс. руб.
III. Приспособления и инструмент (Ки)
1 Машинка ПМ SJ 125X	1	3127	375,24	3,502	3,50224
Прочее вспомагательное оборудование	1	12000	1440	13,44	13,44
Итого приспособления и инструмент	16,942 тыс. руб.
Всего по оборудованию	6609,522 тыс. руб.

Таблица 21 - Сводная ведомость основных фондов и их амортизация

Группа основных фондов	Первоначальная стоимость, тыс. руб.	Норма амортизационных отчислений, %	Годовая сумма, тыс. руб.
1 Здания и сооружения	-	2,5	-
2 Основное сварочное (технологическое) оборуд.	-	17	-
3 Механическое и вспомогательное		6,6	-
4 Подъемно-транспортное оборудование	6490	15,2	986,48
5 Инструменты и приспособления	16,942	18,2	3,083
6 Контрольно-измерительные приборы и устройства	102,58	18	18,464
	-	20	-
Итого	6609,522		1543,067

4.4 Расчет прямых затрат на основные материалы при сварке в среде СО₂

Расчет затрат на сварочные материалы.

Затраты на сварочные материалы включают стоимость израсходованных электродов, проволоки, флюса, газов.

1 Затраты на электродную проволоку определяются по формуле

где N_э - норма расхода покрытых электродов, кг

где Ц_эп - цена 1 кг электродной проволоки Св-08Г2С - 62,5 руб./кг;

l_ш - длина шва;

G_э - удельная норма расхода, кг/м

где к_р - коэффициент расхода, учитывающий неизбежные потери электродов;

m_н - расчетная масса наплавленного металла, кг/м

.2 Электроды для сборки

3. Норма расхода углекислого газа

При испарении 1 кг жидкой углекислоты в нормальных условиях образуется 509 литров углекислого газа, то необходимо

где 17,2 руб. - стоимость 1 кг углекислого газа.

Для транспортировки газа необходимы баллоны. Выбираю баллоны емкостью 40 литров по 24 кг сжиженной углекислоты в каждом. В количестве 1 штуки, достаточном для их заправки и транспортировки. Цена 1 баллона 3300 руб., тогда:

Транспортировка и монтаж 330 руб.,

Все расчеты затрат представляются в табл. 22.

Таблица 22 - Расшифровка затрат на основные и вспомогательные материалы используемые для технологических целей

Наименование и марка материального ресурса	Единицы измерения	Действующая цена за единицу, руб	Расход по норме в натур. единицах за вычетом отходов	Затраты по действующим оптовым ценам
			на единицу	на программу выпуска	на единицу, руб.	на программу выпуска, тыс. руб.
1 Электродная проволока Св-08Г2С	кг			35,5		2,2188
2 Электроды МТГ 01К	кг	60		1,81		0,1086
Затраты на основные материалы						2,3274
1 Баллоны для СО2	шт.	3300	-	1	-	3300
Затраты на вспомогательные материалы						50,1321

Затраты на муфты:

Стоимость комплекта муфты 70,5 тыс.руб. Исходя их технологического процесса врезки под давлением выбираем 1 комплект.

Затраты на дизельное топливо:

Стоимость дизельного топлива равна 24,66 руб. за литр. Время работы дизель - генератора 20 часов, расход топлива за час работы 10 литров. Общая стоимость равна 4,932 тыс.руб. Согласно выбранному оборудованию у нас работает 2 дизель - генератора, поэтому общая стоимость равна 9,864 тыс.руб.

Затраты на композиционные материалы

Где - наружный диаметр трубопровода, мм;

- кольцевой зазор между трубой и муфтой, мм;

- длина ремонтной муфты, мм.

Из одной упаковки композитного материала получается 10 литров состава.

Согласно техпроцессу берем 16 упаковок. Стоимость одной упаковки 750 руб. На композиционный состав затрачивается 12000 руб.

4.5 Основная заработная плата (3_о) рабочих

Таблица 23 - Списочная численность основных рабочих

Операция	Наименование специальности рабочего	Разряд рабочего и средний разряд рабочих	Списочная численность
Сборка	резчик	5	2
Сварка	сварщик	6	2
Зачистка	сварщик	6	2
Контроль	дефектоскопист	5	2
ИТОГО		5,5	8(чел.)

Сводную ведомость фонда выбираем согласно базовому варианту оплаты труда рабочих АВП.

Фонд заработной платы основных рабочих:

1 Резчик:

= 21,300*2=42,6 (тыс.руб.)

2 Сварщик:

= 35000*4=140 (тыс.руб.)

3 Дефектоскопист:

= 31,500*2=63 (тыс.руб.)

По данным составляем таблицу 24.

Таблица 24 - Сводная ведомость фонда оплаты труда основных рабочих участка

Структура фонда оплаты труда	Общая сумма, тыс. руб.	В среднем на 1 чел., руб. (8 чел.)
1 Сдельный фонд 2 Премии (30%)	245,6 73,68	30700 9210
3 Тарифный фонд 4 Доплаты (10%)	319,28 31,928	39910 3991
5 Основная з/зп	351,208	43901
6 Дополнительная з/зп (20%) 7 Общий фонд з/пл	70,242 421,45	8780 52681
Страховые взносы (34%)	144,293	18037
ИТОГО	564,743	70593
Среднемесячная з/п 1-го рабочего при 3,33%-й загрузке	2351

4.6 Основная заработная плата (3_о) вспомогательных рабочих

Таблица 25 - Численность вспомогательных рабочих участка (Ч_в)

Наименование специальностей	Тарифный разряд	Численность
Машинист экскаватора	5	1
Водители	4	3
Всего	4,6	4 (чел.)

Сводную ведомость фонда выбираем согласно базовому варианту оплаты труда рабочих АВП.

Фонд заработной платы вспомогательных рабочих:

1 Машинист экскаватора:

= 20,4 (тыс.руб.)

3 Водители:

= 17500*3=52,5 (тыс.руб.)

По данным составляем таблицу 26.

Таблица 26 - Сводная ведомость фонда оплаты труда вспомогательных рабочих

Структура фонда оплаты труда	Общая сумма, тыс. руб.	В среднем на 1 чел. (4 чел.), руб.
1 Повременный фонд 2 Премии (30%)	72,9 21,87	18225 5468
3 Тарифный фонд 4 Доплаты (10%)	94,77 9,477	23693 2369
5 Основная з/пл 6 Дополнительная з/плата (20%)	104,247 20,849	26062 5212
7 Общий фонд з/платы	125,096	31274
Страховые взносы (34%)	45,533	11383
ИТОГО	167,629	41907
Среднемесячная з/п	1396

4.7 Расходы на выплаты землепользователям

Все выплаты производятся ремонтной организацией согласно постановлениям местной администрации.. Размер выплат может колебаться от 700,000 тыс.руб. до 3 млн. руб. в зависимости от площади разрываемого котлована и статуса территорий, на которых будут происходить ремонтные работы.

5 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА, ОБОРУДОВАНИЯ

5.1 Анализ опасных вредных факторов технологического процесса, оборудования

В результате анализа технологического процесса и оборудования был выявлен ряд опасных вредных факторов, который представлен в таблице.

Таблица 27 - Опасные и вредные факторы технологического процесса, оборудования

ОиВПФ	Источники	Нормы
Повышенный уровень шума на рабочем месте	Источники питания, приводы механизмов	Допустимый уровень шума равен 80 дБА
Повышенные значения напряжения в электрической цепи
Повышенная напряженность электрического и магнитного поля	Мощное сварочное оборудование	Для электрического поля напряженность составляет 15 кВ/м. Для магнитного поля напряженность составляет 7 кВ/м.
Повышенный уровень локальной вибрации	Ручные пневматические инструменты	Норма виброускорения 126 дБ.
Интенсивное тепловое (инфракрасное) излучение	Предварительный подогрев, большие габариты конструкции и их интенсивный нагрев во время сварки	Для ультрафиолетовой области спектра 0,001?10 Вт/м2; Для инфракрасной области спектра 100?150 Вт/м2.
Искры, брызги и выбросы расплавленного металла и шлака
Вредные выбросы в рабочей зоне	Твердые и газообразные токсические вещества в составе сварочного аэрозоля	Пыль - 4 мг/м3 Окись марганца - 0,3 мг/м3 Окись хрома - 1 мг/м3 Окись никеля - 0,05 мг/м3 Окись углерода - 20 мг/м3
Освещение		Минимальная освещенность 200лк
Тяжесть трудового процесса		Р 2.2.2006-05
Напряженность трудового процесса		Р 2.2.2006-05
Микроклимат	В зависимости от рабочей зоны: сварочный пост трасса (огневые работы) трасса	В холодное время года: Категория - IIа -9.7 град.С Категория - IIб -9.7 град.С Категория - IIб -9.7 град.С В летнее время: Категория - IIа <25 град.С Категория - IIб <25 град.С Категория - IIб <25 град.С

По итогам проведенного анализа можно сказать, что применяемая технология ремонта нефтепровода имеет большое количество опасных и вредных факторов воздействия на человека, поэтому для обеспечения безопасности и комфортности технологического процесса и оборудования необходимо предусмотреть широкий защитные меры и средства защиты.

5.2 Основные решения по обеспечению безопасности и комфортности технологического процесса, оборудования

В результате проведенного анализа опасных вредных факторов технологического процесса и оборудования осуществляется выбор защитных мер по обеспечению безопасных и безвредных условий труда:

1). Сварочно - монтажные работы выполняют специализированные бригады.

Персонал не участвующий в проведение работ, на время их выполнения должен находиться за пределами охранной зоны. Оборудование, не задействованное в выполнении специализированных работ, также должно находиться за пределами охранной зоны.

2). Машинисты и операторы машин должны соблюдать требования по безопасной эксплуатации машин.

Механизмы и средства транспорта с двигателями внутреннего сгорания должны иметь искропламягасители на выхлопных трубах. Осветительное, сварочное оборудование и механизмы должны иметь исправную электропроводку[24].

3). Перед началом работ должны быть определены границы опасной зоны.

4). Концентрация горючих паров и газов в зоне проведения работ не должно превышать предельно допустимую взрывобезопасную, равную 20% от величины НКПВ. Количественное содержание горючих газов и их паров в воздухе следует определять перед началом огнеопасных работ и периодически в процессе их проведения газоиндикаторами [23].

5). Огневые работы разрешается проводить при наличии на месте их проведения необходимых противопожарных средств и оборудования

6). Сварщик обязан носить специальный костюм в соответствии с ГОСТ 12.4.044, который необходимо надевать с напуском. Костюм должен быть одет так, чтобы не оставалось незащищенных частей тела. Брюки должны быть гладкими и не иметь внизу отворотов. Сварщик обязан носить рукавицы ГОСТ 12.4.010-75 «ССБТ. Средства индивидуальной защиты. Рукавицы специальные», которые защитят его руки от ожогов и излучений дуги.

Для защиты головы и лица используется сварочный щиток ГОСТ 12.4.023-84 «ССБТ. Щитки защитные.»[25].

7). Вредные вещества, выделяющиеся при сварке в среде защитных газов рассеиваются естественным образом, так как сварочные работы проводятся в полевых условиях, однако необходимо применять респираторы РОСТОК, ПУЛЬС и др. в соответствии с ГОСТ Р 12.4.191-99 [27].

8). Работы по сварке на нефтепроводах под давлением следует проводить только в светлое время суток, а при плохой видимости места производства работ должны освещаться светильниками во взрывозащищенном исполнении

9). Места производства работ по сварке должны быть защищены навесом или укрытием от атмосферных осадков и ветра при скорости более 5м/с. При скорости ветра свыше 10м/с проведение всех работ не допускается.

10). При очистке поверхности нефтепровода персоналу следует пользоваться респираторами по ГОСТ 12.4.004 [28] и иметь предохранительные очки по ГОСТ Р 12.4.013 [29].

11). При работе на открытом воздухе в зимнее время персонал должен быть обеспечен утепленной спецодеждой и спецобувью, защитными масками для лица.

12). Ответственность за соблюдение требований техники безопасности и охраны труда, укомплектованность спецодеждой, индивидуальными средствами защиты и средствами оказания первой помощи при выполнение работ в соответствие с ППР возлагается на руководителя специализированной организации или специализированного подразделения эксплуатирующей организации, выполняющей работы.

13). Все линии электропроводов должны быть защищены навесом по всей своей протяженности.

14). Корпуса источников тока, машин, аппаратных ящиков, электродвигателей, щитов, ограничителей-приставок и металлические площадки, на которых выполняются работы, необходимо заземлить, а на видном месте вывесить надпись: «Без заземления не включать!». Не допускается одновременное устройство защитного заземления и зануления сети, питающейся от одного источника.

15). При пользовании электроинструментом, ручными электрическими машинами, переносными светильниками их провода и кабели должны подвешиваться. Все эти инструменты подключаются только через устройство защитного отключения (УЗО). Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали генераторов, трансформаторов, должны быть не более 4 и 8 Ом соответственно при линейных напряжениях 380и 220 В [26].

5.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

Современный магистральный нефтепровод диаметром 1220 мм с рабочим давлением 7,4 МПа и протяженностью 1000 км представляет собой по существу взрывоопасный сосуд, на котором могут произойти пожары и взрывы.

Порядок локализации и ликвидации аварийных ситуаций, угрожающих жизнеобеспечению или жизнедеятельности населения и наносящих ущерб объектам экономики и окружающей природной среде определяется «Планом ликвидации возможных аварий».

В плане ликвидации возможных аварий отражено следующее:

- распределение обязанностей между отдельными службами и лицами, участвующими в ликвидации аварии, и порядок их взаимодействия;

- организация управления, связи и оповещения должностных лиц структурных подразделений, которые должны быть немедленно извещены об аварии, с указанием телефонов, домашних адресов;

- порядок обеспечения готовности ремонтного персонала и технических средств с указанием ответственных за поддержание их готовности;

- порядок действий группы патрулирования в начальный период после обнаружения аварии;

- перечень мероприятий по спасению людей и оказанию медицинской помощи;

- перечень сторонних организаций, предприятий, землевладельцев и других заинтересованных организаций, а также порядок их оповещения о возможном распространении разлившейся при аварии продуктов нефти и о границах взрывопожароопасной зоны с целью принятия совместных мер по обеспечению безопасности населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных объектов и по защите окружающей природной среды;

- маршруты следования групп патрулирования, техники и ремонтного персонала к месту аварии;

- порядок организации материально-технического, инженерного обеспечения для ликвидации аварий;

- порядок, формы и сроки оформления документации об аварии.

- расчет объема предполагаемого стока и площадь распространения продуктов газа.

- расчет сил и средств для ликвидации аварии на объекте МН, выполняемых с учетом, что время локализации аварии, исключая время прибытия аварийно-восстановительных служб к месту распространения, не должно превышать 4 ч.

- график выполнения работ по ликвидации аварий;

- оперативный журнал ведения работ при ликвидации аварии;

- перечень технической документации, необходимой для организации и выполнения работ по ликвидации аварии;

- план и профиль участка газопровода с указанием всех подземных и надземных коммуникаций в техническом коридоре;

- план объекта МН (резервуарного парка, помещения насосной) с указанием мест размещения основного технологического оборудования, шкафов с инструментом, мест размещения материалов, используемых при аварии, щитов со средствами пожаротушения, пожарного извещателя и телефонов, а для закрытых помещений (насосной и т.п.) - расположения основных и запасных выходов, устройств включения вентиляции;

- схему технологических и вспомогательных нефтепроводов с указанием мест расположения и номерами задвижек, клапанов, кранов, вентилей, пунктов их управления и других устройств;

- схему расположения вдоль трассовой ЛЭП и линейных потребителей;

- описание методов ликвидации аварии на объекте МН;

- перечень мероприятий по обследованию состояния нефтепровода после ликвидации аварии, порядок закрытия и открытия линейных задвижек;

- перечень мероприятий по сбору и утилизации продуктов нефти, ликвидации последствий аварий;

- перечень мероприятий по охране окружающей природной среды;

5.4 Экологичность технологического процесса, оборудования

Специфика ремонта трубопроводных объектов в нефтяной промышленности в экологическом плане характеризуется особыми факторами: значительной линейной протяженностью магистральных трубопроводных систем, пожаро- и взрывоопасностью транспортируемых по трубопроводам продуктов, высоким уровнем энергонапряженности сооружаемых объектов.

Возможное загрязнение почвы, водоемов и грунтовых вод, следует предусматривать и обосновывать расчетом так, чтобы свести его к минимуму.

Основным решением по предотвращению загрязнения окружающей среды является постоянное совершенствование технологии ремонта и мониторинг за состоянием нефтепроводов, что в свою очередь позволит вовремя осуществлять ремонт поврежденной части нефтепровода и не допускать возникновение аварийных экологических ситуаций.

Для предотвращения разлива продуктов нефти и возможности попадания их в водоёмы, водотоки, загрязнения лесных массивов, сельскохозяйственных угодий, населенных пунктов, дорог с учетом рельефа местности должны быть созданы земляные обвалования и амбары для сбора этих продуктов. Также на площадке во время ремонта должны быть сооружены специально оборудованные площадки, отдельно расположенные ящики-контейнеры, герметично закрывающиеся бутыли и емкости для временного хранения (накопления) образующихся отходов.

Все отходы производства и потребления должны быть очищены от продуктов нефти и затем отправлены на полигон для хранения и переработки. Это относиться к оставшимся сварочным материалам после ремонта, а также к другим отходам, которые образуются во время ремонта.

Все указанные отходы накапливаются на территории производственной площадки в специально оборудованных местах временного хранения в количествах, не превышающих предельно допустимые для условий данной площадки, и своевременно удаляются с территории.

Места временного хранения отходов располагаются с подветренной стороны и должны иметь асфальтовое или асфальтобетонное покрытие, предотвращающее проникновение токсичных веществ в почву и грунтовые воды. Площадки должны быть оборудованы навесами, а временное хранение необходимо осуществляться в закрытых ангарах, складах или хранилищах. Емкости для накопления отходов должны отвечать требованиям их транспортировки автотранспортом. Таким образом, условия хранения и накопления должны обеспечивать защиту отходов от воздействия атмосферных осадков и ветра, минимизируя влияние отходов на окружающую среду.

5.5 Аттестация рабочего места электрогазосварщика по условиям труда

Аттестация рабочих мест - одна из основных составляющих системы управления охраной труда в организации, представляющая собой оценку условий труда на рабочих местах в целях выявления вредных и (или) опасных производственных факторов и осуществления мероприятий по приведению условий труда в соответствие с государственными нормативными требованиями охраны труда (ст. 209 ТК РФ).

Аттестацией рабочих мест признается комплексная оценка рабочих мест. Она включает в себя:

- гигиеническую оценку условий и характера труда (на основе инструментальных измерений физических и химических факторов трудового процесса);

- оценку психофизиологических факторов трудового процесса (тяжести и напряженности труда);

- оценку травмобезопасности рабочего места;

- оценку обеспеченности средствами индивидуальной защиты (далее - СИЗ), спецодеждой, спецобувью в соответствии с утвержденными нормами.

Аттестации подлежат все имеющиеся в организации рабочие места. Сроки проведения аттестации устанавливаются организацией исходя из изменения условий и характера труда, но не реже одного раза в пять лет с момента осуществления последних измерений.

Аттестация рабочих мест по условиям труда осуществляется в целях:

– планирования и проведения мероприятий по улучшению, оздоровлению условий труда и приведения рабочих мест в соответствие с действующими нормативными правовыми документами;

– рассмотрения вопроса о прекращении (приостановлении) производства работ на рабочих местах, представляющих по результатам аттестации угрозу для жизни и здоровья работников;

– сертификации работ по охране труда в организациях;

– обоснования предоставления компенсаций работникам, занятым на тяжелых работах и работах с вредными и опасными условиями труда, в предусмотренном законодательством порядке;

– решения вопроса о связи заболевания с профессией при подозрении на профессиональное заболевание, установлении диагноза профзаболевания, в том числе при решении споров, разногласий в судебном порядке;

– ознакомления работников с условиями труда на рабочих местах;

– составления статистической отчетности о состоянии условий труда и компенсациях за работу с вредными и опасными условиями труда по форме № 1-Т (условия труда).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте решены следующие задачи:

1) Проведен анализ дефектов магистральных нефтепроводов;

2) Разработана технология ремонта магистральных нефтепроводов без остановки перекачки и проведены расчеты параметров процесса сварки;

3) Выбраны методы и просчитаны параметры режимов контроля качества сварных соединений;

4) Произведен расчет технико-экономических показателей и обоснован выбор данной технологии ремонта.

5) Произведен анализ опасных и вредных факторов ремонта магистральных нефтепроводов и выбраны меры по обеспечению безопасности и комфортности технологического процесса.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Зайцев К.И., Шмелева И.А. Справочник по сварочно-монтажным работам при строительстве трубопроводов. - М.: Недра, 1982. - 223 с.

2 Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов. -- М.: Недра, 1998. - 271 с

3 Гумеров Р.С. Понятие, классификация магистральных нефтепроводов. - М.: Нефть и газ, 1999. - 112 с.

4 Векштейн М.Г. Состав сооружений магистральных нефтепроводов. - М.: Промиздат, 2001. - 135 с.

5 РД 23.040.00-КТН-090-07. Классификация дефектов и методы ремонта дефектов и дефектных секций действующих нефтепроводов.

6 РД 153-39.4-067-04. Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов.

7 Технология проведения работ по диагностированию действующих магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами. - М.: ОАО «АК «Транснефть», ЦТД, 1994. - 256 с.

8 К расчёту режимов ручной дуговой сварки покрытыми металлическими электродами: Методические указания; Сост. Воротников В.Я. Иванов С.В. Курск, 1984г. 24с.

9 Методические указания к выполнению организационно-экономической части (бизнес-плана) дипломных проектов производственно-технологического направления для студентов спец. 120500 «Оборудование и технология сварочного производства» /Курск. гос. тех. ун-т; Сост. И.Н. Родионова. Курск, 1998.

10 Корольков П. М. Термическая обработка сварных соединений. - Киев: Экотехнология, 2003. - 199 с

11 РД 153-39.4-113-01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов.

12 РД-08.00-60.30.00-КТН-046-1-05. Неразрушающий контроль сварных соединений при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов.

13 СП 34-101-98. Выбор труб для магистральных нефтепроводов при строительстве и капитальном ремонте.

14 ВСН 51-1-97. Правила производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводах.

15 ОР-03.100.50-КТН-415-06.Регламент планирования и устранения дефектов выборочным ремонтом на магистральных нефтепроводах.

16 СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы.

17 ГОСТ 20295-85. Трубы сварные стальные для магистральных нефтепроводов.

18 ТУ 1469-008-00153229-204. Детали для ремонта магистральных трубопроводов.

19 РД 51-31323949-58-2000. Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности.

20 Контроль качества сварки: Учебное пособие для машиностроительных вузов / Под ред. В.Н. Волченко. - М.: Машиностроение,1975. - 328 с.

21 Неразрушающий контроль: Справочник: в 7 т. Под общ. ред. В.В. Клюева. Т. 3: Ультразвуковой контроль / И.Н. Ермолов, Ю.В. Ланге. - М.: Машиностроение, 2004. - 864 с.

22 Справочная книга по охране труда в машиностроении / Под. ред. О.И. Русака. - Л.: Машиностроение, 1989. - 542 с.

23 Средства защиты в машиностроении: расчет и проектирование. Справочник/ под. ред. С.В. Белова. - М. Машиностроение, 1989. - 368 с.

24 Безопасность производственных процессов: Справочник / под. ред. С.В. Белова. - М. Машиностроение, 1985. - 449 с.

25 Охрана труда в машиностроении / Под. ред. Е.Я. Юдина. - М. Машиностроение, 1983. - 432с.

26 Князевский Б.А. Охрана труда в электроустановках. - М.: Энергия, 1982. 336 с.