Анализ работы газопровода "Ямал – Европа"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Нормативные документы, используемые для расчета толщины стенки труб магистрального газопровода

2. Состав магистрального газопровода

3. Определение толщины стенки труб и соединительных деталей

Заключение

Список литературы



Введение

Газопровод "Ямал - Европа" - транснациональный газопровод, маршрут которого проходит по территориям России, Белоруссии, Польши и Германии. Его строительство велось в 1994-2006 гг. Мощность газопровода - 32,9 млрд. куб. м газа в год. На газопроводе работает 14 компрессорных станций. Диаметр труб составляет 1420 мм. Протяженность - свыше 2000 км, из них 402 км приходится на российский участок, 575 км - на белорусский, 683 км - на польский.

Российским и белорусскими участками газопровода «Ямал - Европа» владеет «Газпром», польский участок принадлежит компании Europol Gaz - СП «Газпрома» и польской госкомпании PGNiG. Собственником германского участка выступает компания WINGAS - СП «Газпрома» и Wintershall Holding GmbH.

Российский участок: магистраль берет начало от торжокского газотранспортного узла в Тверской области, где принимает газ из газопровода «Северные районы Тюменской области (СРТО) -- Торжок». Протяженность российского участка составляет 402 км с тремя компрессорными станциями: «Ржевская», «Холм-Жирковская» и «Смоленская».

Белорусский участок: по Белоруссии проходит 575 км газопровода, здесь построены 5 компрессорных станций: «Несвижская», «Крупская», «Слонимская», «Минская» и «Оршанская». «Газпром» является единственным владельцем белорусского участка газопровода.

Польский участок: польский участок насчитывает 683 км линейной части и 5 компрессорных станций: «Чеханув», «Шамотулы», «Замбрув», «Влоцлавек», «Кондратки». Польским участком газопровода владеет EuRoPol Gaz (совместное предприятие «Газпрома» и польской PGNiG).

Германский участок: крайней западной точкой газопровода является компрессорная станция «Мальнов» в районе Франкфурта-на-Одере вблизи немецко-польской границы, где газопровод соединяется с газотранспортной системой YAGAL-Nord, которая, в свою очередь, связывает его с газотранспортной системой STEGAL -- MIDAL -- ПХГ «Реден». Владельцем германского участка газопровода является WINGAS (совместное предприятие «Газпрома» и Wintershall Holding GmbH).

Еще в «нулевых» годах также возник проект строительства второй ветки газопровода в Европу через Белоруссию - «Ямал - Европа-2»

Значение строительства газопровода: газопровод «Ямал - Европа-2» позволит нарастить транзитные мощности для поставок газа в Польшу, Словакию и Венгрию, сократить издержки при его транспортировке, а со временем и увеличить объемы экспорта российского газа в страны Центральной Европы.

В апреле 2013 года Президент РФ Владимир Путин дал поручение ОАО «Газпром» изучить возможность реализации проекта, подразумевающего строительство газопровода от границы Беларуси по территории Польши до Словакии.

В том же месяце Председатель Правления ОАО «Газпром» Алексей Миллер и генеральный директор АО «ЕвРоПол ГАЗ» (совместное предприятие ОАО «Газпром» и PGNiG SA., владеет польским участком газопровода «Ямал -- Европа») Мирослав Добрут подписали Меморандум о взаимопонимании в рамках реализации проекта. Проект является взаимовыгодным: для «Газпрома» он означает рост экспортных объемов, для польской стороны это получение дохода в виде платы за транзит газа, а также повышение своей энергетической безопасности.

Предусматриваемая мощность газопровода -- не менее 15 млрд. куб. газа в год.

В проектных и строительных работах примут активное участие польские партнеры.



1. Нормативные документы используемые для расчета толщины стенки труб магистрального газопровода

труба магистральный газопровод гидравлический

Для расчета толщины стенки труб магистральных газопроводов применяется стандарт организации «Магистральные газопроводы» СТО Газпром 2-2.1-249-2008.

Настоящий стандарт разработан на основании Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2002-2006 гг., утвержденного Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером (АМ-2121 от 15.04.2002 г.), пункт 12.1 «Разработка и совершенствование научно-технической, нормативно-методической и нормативно-правовой документации по освоению газовых и газоконденсатных месторождений, проектированию, строительству и эксплуатации, повышению эксплуатационной надежности и безопасности, продлению ресурса объектов газовой промышленности».

Целью разработки стандарта является повышение работоспособности и надежности проектируемых магистральных газопроводов на основании применения прогрессивных научно-технических решений.

Стандарт разработан ООО «ВНИИГАЗ» (разделы 1-6, 8-18, подразделы 7.2-7.4), ОАО «Гипрогазцентр» (подраздел 7.1), при участии ОАО «Южниигипрогаз», Управления проектирования и нормирования Департамента инвестиций и строительства, Управления инновационного развития Департамента стратегического развития и Управления по транспортировке газа и газового конденсата Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром».

Разработка выполнена авторским коллективом в следующем составе:

Черний В.П. - руководитель темы, Алексашин А.В., Баясан P.M., Беспалов В.И., Ботов В.М., Великоднев В.Я., Галиуллин З.Т., Дьячков М.К., Елфимов А.В., Запевалов Д.Н., Платовский Ю.В., Карпов С.В., Ковалев С.А., Котова И.С., Курганова И.Н., Курганова М.А., Курланов С.А., Маняхина Т.И., Нефедов СВ., Рассохина А.В., Фатрахманов Ф.К., Харионовский В.В., Хорошилов А.И., Ширяпов Д.И., Щуровский В.А., Яковлев С.Е. - ООО «ВНИИГАЗ»; Варганов И.Ф., Шаталов Н.Ф. - ОАО «Гипрогазцентр»; Анисимов В.М., Зайцев Е.А. - ОАО «Южниигипрогаз»; Арабей А.Б., Вышемирский Е.М., Поддубский СВ., Пугаченко В.Н. - ОАО «Газпром».

Область применения.

Настоящий стандарт распространяется на вновь проектируемые и реконструируемые магистральные газопроводы и ответвления от них условным диаметром до 1400 мм включительно с избыточным давлением среды свыше 1,18 МПа (12 кгс/см2) до 24,52 МПа (250 кгс/см2) (при одиночной прокладке и прокладке в технических коридорах) для транспортирования:

- природного газа из районов добычи (от промыслов) или хранения до мест потребления (газораспределительных станций, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий);

- товарного газа в пределах компрессорных станций, станций подземного хранения газа, дожимных компрессорных станций, газораспределительных станций и газоизмерительных станций, и станций охлаждения газа;

- импульсного, топливного и пускового газа для компрессорных станций, станций подземного хранения газа, дожимных компрессорных станций, газораспределительных станций и газоизмерительных станций и пунктов редуцирования газа.

Примечания:

- до утверждения соответствующего нормативного документа по проектированию магистральных газопроводов в статусе Национального стандарта (Свода правил) проектирование магистральных газопроводов давлением свыше 1,18 МПа (12 кГс/см2) до 9,8 МПа (100 кГс/см2) следует осуществлять в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* .

- проектирование газопроводов давлением 1,18 МПа (12 кГс/см2) и менее, предусматриваемых для прокладки на территории населенных пунктов или отдельных предприятий, следует осуществлять в соответствии с требованиями СНиП 42-01-2002.

Настоящий стандарт не распространяется на проектирование конденсатопроводов, трубопроводов сжиженных углеводородных газов, газопроводов, прокладываемых на территории городов и других населенных пунктов, в морских акваториях и промыслах, трубопроводов, предназначенных для транспортирования газа, оказывающего коррозионное воздействие на металл труб, а также на капитальный ремонт объектов (при капитальном ремонте необходимо руководствоваться нормами и правилами, разработанными для капитального ремонта, в случае их отсутствия - нормами и правилами, действующими на момент строительства объектов).

Нормативные ссылки.

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

- ГОСТ 2246-70 Проволока стальная сварочная. Технические условия.

- ГОСТ 2999-75 Металлы и сплавы. Методы измерения твердости по Виккерсу.

- ГОСТ 4650-80 Пластмассы. Методы определения водопоглощения.

- ГОСТ 6996-66 Сварные соединения. Методы определения механических свойств.

- ГОСТ 9238-83 Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорог колеи 1520(1524) мм.

- ГОСТ 9467-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. Типы.

- ГОСТ 11262-80 Пластмассы. Метод испытания на растяжение.

- ГОСТ 14249-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность.

- ГОСТ 14760-69 Клеи. Метод определения прочности при отрыве.

- ГОСТ 15150-69* Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды.

- ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

- СТО Газпром 2-1.12-001-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Порядок разработки, утверждения, учета, изменения и отмены.

- СТО Газпром 2-2.2-076-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методические указания по применению геотекстильных материалов с учетом их функционального назначения при проектировании и строительстве газопроводов.

- СТО Газпром 2-2.2-178-2007 Технические требования к наружным антикоррозионным полипропиленовым покрытиям труб заводского нанесения для строительства, реконструкции и капитального ремонта подземных и морских газопроводов с температурой эксплуатации до + 110 °С.

- СТО Газпром 2-2.2-180-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Технические требования на внутреннее гладкостное покрытие труб для строительства магистральных газопроводов.

- СТО Газпром 2-2.3-130-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Технические требования к наружным противокоррозионным полиэтиленовым покрытиям труб заводского нанесения для строительства, реконструкции и капитального ремонта подземных и морских газопроводов с температурой эксплуатации до плюс 80 °С.

- СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов.

- СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов.

- СТО Газпром 2-4.1-212-2008 Общие технические требования к трубопроводной арматуре, поставляемой на объекты ОАО «Газпром».

- СТО РД Газпром 39-1.10-084-2003 Методические указания по проведению анализа риска.

- для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром».

2. Состав магистрального газопровода

В состав МГ входят:

- газопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной продукции) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения КС, ГИС, ПРГ, узлами пуска и приема ВТУ, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола;

- система электрохимической защиты от коррозии;

- линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики газопроводов;

- линии электропередачи, предназначенные для обслуживания газопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты газопроводов;

- противопожарные средства;

- противоэрозионные и защитные сооружения газопроводов;

- системы сбора и утилизации конденсата;

- здания и сооружения линейной службы эксплуатации газопроводов;

- постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы газопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения газопроводов;

- головные и промежуточные (линейные) КС;

- ГИС и СОГ;

- ГРС;

- СПХГ;

- указатели и предупредительные знаки.

МГ следует прокладывать подземно (подземная прокладка). Прокладка газопроводов по поверхности земли в насыпи (наземная прокладка) или на опорах (надземная прокладка) допускается только как исключение при соответствующем обосновании в случаях, приведенных в пункте 11.1 СТО Газпром 2-2.1-249-2008. При этом должны предусматриваться специальные мероприятия, обеспечивающие надежную и безопасную эксплуатацию газопроводов.

Прокладка газопроводов может осуществляться одиночно или параллельно другим действующим или проектируемым магистральным газопроводам - в техническом коридоре.

В отдельных случаях при технико-экономическом обосновании и условии обеспечения надежности работы трубопроводов допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре газопроводов и нефтепроводов (нефтепродуктопроводов). В этом случае проектирование газопровода должно быть согласовано с владельцем нефтепроводов (нефтепродуктопроводов).

Перечень территорий, по которым не допускается прокладка газопроводов, приведен в 7.1.14 СТО Газпром 2-2.1-249-2008.

Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможности повреждения газопроводов и их объектов вокруг них устанавливаются охранные зоны, размеры которых и порядок производства в этих зонах сельскохозяйственных и других работ регламентируются Правилами.

Для проектирования вдольтрассовых проездов и подъездных дорог к крановым узлам газопроводов предусматривается оформление аренды необходимых земельных участков или права ограниченного пользования чужими земельными участками (сервитут) в соответствии со статьями 22 и 23 Земельного кодекса РФ.

Температура газа, поступающего в газопровод, должна устанавливаться исходя из возможности транспортирования продукта и требований, предъявляемых к сохранности изоляционных покрытий, прочности, устойчивости и надежности газопровода. Необходимость и степень охлаждения транспортируемого продукта решается при проектировании.

Расчетные схемы и методы расчета газопроводов на прочность и устойчивость необходимо выбирать с учетом использования автоматизированных способов расчета.

Газопроводы и их сооружения следует проектировать с учетом максимальной индустриализации строительно-монтажных работ за счет применения труб и сборных конструкций в блочно-комплектном исполнении из стандартных и типовых элементов и деталей с наружным защитным покрытием, изготовленных на заводах или в стационарных условиях, обеспечивающих качественное их изготовление. Трубы с ВГП могут применяться только на вновь проектируемых газопроводах при соответствующем обосновании на стадии инвестиционного проекта. При этом принятые в проекте решения должны обеспечивать бесперебойную и безопасную эксплуатацию газопроводов.

При проектировании газопроводов следует использовать материалы, изделия и оборудование, прошедшие процедуру эксплуатационных испытаний и разрешенные к применению на объектах ОАО «Газпром» в установленном порядке.

Срок безопасной эксплуатации газопровода следует назначать в соответствии с требованиями нормативных документов ОАО «Газпром».

Геодезическое позиционирование объектов магистрального газопровода должно быть отражено в исполнительной документации в системе информации «как построено».

3. Определение толщины стенки труб и соединительных деталей

Расчетная толщина стенки трубы магистрального газопровода td для сталей с отношением уу/уu > 0,80 определяется как большее из двух значений, каждое из которых зависит от нормативных значений, соответственно предела текучести tу, мм, и предела прочности tu, мм, (временного сопротивления) материала труб

Толщина стенки, определяемая по пределу текучести, tу, мм, вычисляется по формуле, а толщина стенки, определяемая по пределу прочности, tu, мм, вычисляется по формуле

Значения расчетных коэффициентов Fy в формулах (1), (3) и Fu в (4) следует принимать в зависимости от категории участка газопровода по.

Коэффициент ky в формуле (1) определяют по следующим условиям:

- при уу/уu ? 0,60 - по таблице 10;

- 0,60 < уу/уu ? 0,80 - по формуле значения коэффициентов a, b в которой следует принимать в зависимости от категории участка газопровода по таблице 1.



Таблица 1 Значения расчетных коэффициентов в зависимости от категории участка газопровода

Категория участка газопровода	Расчетные коэффициенты
	Fy	Fu
Н	0,72	0,63
С	0,60	0,52
В	0,50	0,43

Таблица 2 Значения коэффициентов ky, a, b

Категория участка газопровода	уу/уu ?0,60	0,60 < уу/уu ? 0,80
	ky	а	b
Н	1,250	2,000	1,250
С	1,333	2,333	1,667
В	1,400	2,600	2,000

Кроме того, расчетная толщина стенки трубы должна удовлетворять условиям таблицы 17 в части назначения уровней испытательного давления в верхней и нижней точках испытываемого участка газопровода.

Расчетное значение толщины стенки трубы округляется в большую сторону с точностью 0,1 мм. В качестве номинальной толщины стенки трубы следует взять ближайшее большее значение толщины стенки по используемым в проекте техническим условиям или стандартам на трубы.

Номинальную толщину стенки труб следует принимать равной не менее 1/100 наружного диаметра трубы, но не менее 3 мм для труб Ду до 200 мм включительно и не менее 4 мм для труб Ду свыше 200 мм.

Номинальную толщину стенки трубопроводов импульсного и топливного газа следует принимать равной не менее 6 мм для труб с наружным диаметром 159 мм и не менее 5 мм - для труб с наружным диаметром 57 мм.

Увеличение толщины стенки трубы по сравнению с расчетным значением из-за конструктивной схемы прокладки с целью защиты от коррозии и т.п. должно быть обосновано технико-экономическим расчетом.

Расчетную толщину стенки соединительных деталей Tfit мм, следует определять:

- для тройниковых соединений:

- по приложению А - для штампованных и штампосварных тройников (ТШС);

- приложению Б - для сварных тройников без усиливающих элементов (ТС);

- отводов (кроме отводов холодногнутых и вставок кривых, изготовленных из бесшовных или электросварных труб в заводских условиях или на трассе строительства газопровода), конических переходов, переходных колец и заглушек - по формуле

Расчетную толщину стенки отводов холодногнутых и вставок кривых, изготовленных из бесшовных или электросварных труб в заводских условиях или на трассе строительства газопровода, следует принимать как для прямых труб, из которых изготовлены данные отводы.

Примечание - Толщину стенки переходов следует рассчитывать по большему диаметру.

Значения коэффициента несущей способности следует принимать равным:

- для отводов - по таблице 11 в зависимости от кривизны отвода;

- заглушек, переходных колец и конических переходов с углом наклона образующей менее 12°: з = 1.

Таблица 3 Значения коэффициента несущей способности отводов

Отношение радиуса кривизны отвода к его наружному диаметру R/D	1,0	1,5	2,0 и более
Коэффициент несущей способности отвода з	1,30	1,15	1,00



Толщина стенки соединительной детали, кроме отводов холодногнутых и вставок кривых, изготовленных из бесшовных или электросварных труб в заводских условиях или на трассе строительства газопровода, должна быть не менее расчетной.

Номинальная толщина стенки детали устанавливается изготовителем с учетом технологического утонения толщины стенки в процессе изготовления детали и допускаемых минусовых отклонений на толщину стенки исходной трубы или листового проката с округлением до ближайшей большей толщины по соответствующим стандартам или техническим условиям.

Номинальная толщина стенки отводов холодногнутых и вставок кривых, изготовленных из бесшовных и электросварных труб в заводских условиях или на трассе строительства газопровода, принимается равной номинальной толщине прямых труб, из которых изготовлены данные отводы. Минимальная толщина стенки отводов холодногнутых и вставок кривых, изготовленных из бесшовных и электросварных труб в заводских условиях или на трассе строительства газопровода, должна быть в пределах минусового допуска на трубы, из которых они изготовлены.

Примечание - номинальная толщина стенки соединительной детали должна быть не менее 4 мм.

Толщина кромки под сварку соединительной детали должна удовлетворять условиям 4.1-4.5, в которых используются присоединяемый диаметр и нормативные свойства материала детали.



Заключение

Результаты анализа работы магистрального трубопровода используются для принятия решения по повышению эффективности его эксплуатации. Это могут быть варианты, как по совершенствованию технологической схемы работы, так и по необходимости проведения реконструкции трубопровода.

Признаками экономичности работы трубопровода при заданной производительности являются высокое значение коэффициента гидравлической эффективности линейной части, близкое к номинальному значению К.П.Д. перекачивающих агрегатов, и минимальное значение потерь давления регулирование работы перекачивающих станций.

Для МГ экономичность работы в значительной степени зависит от величины давления на выходе КС. Снижение давления по отношению к допустимому для данного газопровода приводит к повышению затрат энергии. Пониженное давление на выходе станции может быть целесообразным на последней КС МГ и в случае, когда станции оборудованы агрегатами без средств регулирования производительность. В последнем случае затраты с учетом регулирования работы КС могут превысить затраты при работе газопровода с пониженным давлением. В остальных случаях пониженное давление может быть связано только с техническим состоянием перекачивающих агрегатов и их несоответствием условиям работы МГ.

В определенной степени экономичность работы зависит от оптимальности температурного режима трубопровода и периодичности его очистки.

При невозможности повышения эффективности работы трубопровода до желаемого значения возникает вопрос его реконструкции. При реконструкции станций могут выполняться:

- сооружение укрупненных цехов, взамен нескольких ликвидируемых, с использованием современного оборудования укрупненной единичной мощности;

- замена перекачивающих агрегатов и другого оборудования в старых зданиях;

- модернизация действующих перекачивающих агрегатов и другого оборудования.

При реконструкции линейной части выполняются:

-замена дефектных труб;

- лупингование отдельных участков;

- вынос трасс из зон застройки, прохождения железных и автомобильных дорог и пр.

Целесообразность и объем мероприятий по повышению экономичности работы трубопровода обосновываются экономическими расчетами. Наибольший экономический эффект дают мероприятия, проводимые на головных участках МГ.



Список литературы

1. ГОСТ 2246-70 Проволока стальная сварочная. Технические условия.

2. ГОСТ 2999-75 Металлы и сплавы. Методы измерения твердости по Виккерсу.

3. ГОСТ 4650-80 Пластмассы. Методы определения водопоглощения.

4. ГОСТ 6996-66 Сварные соединения. Методы определения механических свойств.

5. ГОСТ 9238-83 Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорог колеи 1520(1524) мм.

6. ГОСТ 9467-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. Типы.

7. ГОСТ 11262-80 Пластмассы. Метод испытания на растяжение.

8. ГОСТ 14249-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность.

9. ГОСТ 14760-69 Клеи. Метод определения прочности при отрыве.

10. ГОСТ 15150-69* Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды.

11. ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

12. СТО Газпром 2-1.12-001-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Порядок разработки, утверждения, учета, изменения и отмены.

13. СТО Газпром 2-2.2-076-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методические указания по применению геотекстильных материалов с учетом их функционального назначения при проектировании и строительстве газопроводов.

14. СТО Газпром 2-2.2-178-2007 Технические требования к наружным антикоррозионным полипропиленовым покрытиям труб заводского нанесения для строительства, реконструкции и капитального ремонта подземных и морских газопроводов с температурой эксплуатации до + 110 °С.

15. СТО Газпром 2-2.2-180-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Технические требования на внутреннее гладкостное покрытие труб для строительства магистральных газопроводов.

16. СТО Газпром 2-2.3-130-2007 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Технические требования к наружным противокоррозионным полиэтиленовым покрытиям труб заводского нанесения для строительства, реконструкции и капитального ремонта подземных и морских газопроводов с температурой эксплуатации до плюс 80 °С.

17. СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов.

18. СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов.

19. СТО Газпром 2-4.1-212-2008 Общие технические требования к трубопроводной арматуре, поставляемой на объекты ОАО «Газпром».

20. СТО Газпром 2-6.2-149-2007 Категорийность электроприемников промышленных объектов ОАО «Газпром».

21. СТО РД Газпром 39-1.10-084-2003 Методические указания по проведению анализа риска.

Размещено на Allbest.ru

...