Анализ пассивных методов защиты от коррозии магистральных нефтегазопроводов

276

0.07

500

1430

350

0.04

Значение безопасного напряжения определяется на основании предельной величины тока, которую может выдержать тело человека в течение нескольких часов. Такой ток называют безопасным. Его значение составляет порядка 50.. .75 мкА. Безопасным для человека, согласно современным нормам электробезопасности, считается напряжение, не превышающее 50 В.

Максимально допустимое время воздействия электрического тока на тело человека, не вызывающее опасных физиологических последствий, зависит от величины напряжения прикосновения.

Полное сопротивление тела человека - величина непостоянная, зависящая от многих факторов. Так, увеличение напряжения, приложенного к телу человеку, или возрастание протекающего тока могут вызвать уменьшение сопротивления тела в десятки раз.

Стандартом МЭК 60479 определены зоны воздействия переменного тока на людей (Рис. 24), которые отличаются как величиной протекающего тока, так и временем его воздействия.[26]

Если воздействие определяется зоной 1, то человек обычно не испытывает никаких ощущений. Граница этой зоны (слабый зуд и легкое пощипывание) определяется ощутимым током, значения которого строго индивидуальны для каждого человека. Для большинства случаев его можно принять равным 0.5...1 мА. Но длительное (несколько минут) прохождение такого тока может отрицательно сказаться на состоянии здоровья, и поэтому недопустимо. Зона 2 также характеризуется отсутствием опасных последствий, но протекающий ток вызывает судороги мышц и болезненные ощущения. Зона 3 также характеризуется отсутствием органических повреждений, но возможно затруднение дыхания, а при воздействии более 2 с может наступить удушье и потеря сознания. Кроме того, возникает нарушение ритма сокращения сердца или временная остановка сердца. В зонах 4, 5 и 6 также появляются опасные для жизни физиологические нарушения, такие, как остановка сердца, прекращение дыхания, тяжелые термические ожоги. При этом в зоне 4 вероятность нарушения сердечного ритма составляет около 5%, в зоне 5 -- до 50%, а в зоне 6 -- свыше 50%.

Рисунок - 24. Зоны опасного воздействия переменного тока на людей

Для предотвращения негативного воздействия электрического тока на рабочих используются средства коллективной и индивидуальной защиты.

Коллективные средства электрозащиты: изоляция токопроводящих частей (проводов) и ее непрерывный контроль, установка оградительных устройств, предупредительная сигнализация и блокировка, использование знаков безопасности и предупреждающих плакатов, применение малых напряжений, защитное заземление, зануление, защитное отключение.

Индивидуальные средства защиты: диэлектрические перчатки, инструменты с изолированными рукоятками, диэлектрические боты, изолирующие подставки.

8.3.2 Пожаро- и взрывоопасность

Источниками возникновения пожара могут быть электрические искры, способные вызвать загорания горючих материалов, короткие замыкания, перегрузки. Источники взрыва - газовые баллоны, трубопровод под давлением.

Результатом негативного воздействия пожара и взрыва на организм человека являются ожоги различной степени тяжести, повреждения и возможен летальный исход.

Предельно - допустимая концентрация паров нефти и газов в рабочей зоне не должна превышать по санитарным нормам 300 мг/м³, при проведении газоопасных работ, при условии защиты органов дыхания, не должно превышать предельно - допустимую взрывобезопасную концентрацию (ПДВК), для паров нефти 2100 мг/ м³.[23]

К средствам тушения пожара, предназначенных для локализации небольших загораний, относятся пожарные стволы, огнетушители, сухой песок, асбестовые одеяла, вода и т. п. Для предотвращения взрыва необходимо осуществлять постоянный контроль давления по манометрам в трубопроводе.

Работы по нанесению изоляции на отремонтированный участок нефтепровода должны проводиться с оформлением наряда-допуска на газоопасные работы. Перед проведением работ по очистке и изоляции, необходимо провести контроль воздушной среды на загазованность.

Запрещается применение открытого огня при очистке нефтепровода от изоляции. При производстве изоляционных работ размещение битумоплавильного котла с применением открытого огня разрешается не ближе 50 м от нефтепровода. При приготовлении грунтовки битум, нагретый до температуры не выше 180 градусов, должен вливаться в бензин, а не наоборот.

При работе с грунтовками и растворителями запрещается: применять этилированный бензин и бензол; хранить и транспортировать их в открытой таре; бросать заполненную тару при погрузке и выгрузке, вывинчивать пробки и открывать крышки, ударяя по ним металлическими предметами, вызывающими искрообразование; перемешивать и переливать их ближе 50 м от открытого огня.[26]

В месте приготовления битумно-полимерной мастики постоянно должен находиться комплект противопожарных средств: ящик с сухим песком; лопаты; технический войлок, брезент или асбестовое полотно; углекислотный огнетушитель ОУБ-7 (один на котел).

При возгорании в котле битумно-полимерной мастики необходимо плотно закрыть котел крышкой и потушить топку. Запрещается тушить горящий битум водой или снегом. Переноска разогретых битумно-полимерных мастик разрешается только в специальных бачках (усеченный конус с расширением книзу, с плотно закрывающейся и запирающейся крышкой). Подача разогретой битумно-полимерной мастики в траншею в таре передачей из рук в руки - запрещается. Для подачи в траншею емкостей с разогретыми изоляционными мастиками, по возможности, должны применяться грузоподъемные механизмы.

При применении полимерных пленок запрещается:

- разводить открытый огонь ближе 50 м от мест хранения пленки;

- перевозить одновременно в кузове автомашины людей и пленку.

При осуществлении контроля сплошности нанесенного изоляционного покрытия искровым дефектоскопом, запрещается нахождение в траншее посторонних лиц. Дно траншеи должно быть спланировано; персонал, проводящий контроль, должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты от напряжения (диэлектрические боты и перчатки). Запрещается проведение работ по контролю сплошности изоляции искровым дефектоскопом во время дождя или снега. Работы по герметизации полости нефтепровода являются газоопасной работой и должны проводиться с оформлением наряда-допуска на газоопасные работы. При производстве работ должен быть организован контроль воздушной среды на загазованность.

Срок единовременного пребывания работающего в шланговом противогазе определяется нарядом-допуском, но не должен превышать 15 мин, с последующим отдыхом на чистом воздухе не менее 15 мин.

В ночное время освещение рабочего котлована должно осуществляться прожекторами или светильниками во взрывобезопасном исполнении. Для местного освещения необходимо применять светильники напряжением не более 12 В, или аккумуляторные фонари (включать и выключать их следует за пределами взрывоопасной зоны).

8.4 Экологическая безопасность

В настоящее время большинство объектов нефтегазового профиля эксплуатируются более 20-25 лет и являются загрязнителями окружающей среды. Окружающей природной средой является вся совокупность природных элементов и их компонентов в зоне полосы работ по реконструкции подпорной насосной и прилегающих к ней территорий. Целью охраны окружающей среды является исключение или максимальное ограничение вредных воздействий ремонта, рациональное использование природных ресурсов, их воспроизводство. В подземные и поверхностные воды нефть попадает с нефтесодержащими сточными водами, при вымывании их с поверхности земли, в результате аварий и эксплуатации нефтетранспортных средств и систем. Загрязнение воды нефтью затрудняет все виды водопользования. Исследования показывают, что 1 г нефти портит 100 литров воды. В соответствии с ГОСТ 17.1.1.01 - 77 под предельно допустимым сбросом (ПДС) веществ в водный объект принимается масса вещества в сточных водах, максимально допустимая к отведению с установленным режимом в данном пункте водного объекта в единицу времени, с целью обеспечения норм качества воды в контрольном створе. [ПДС = С_ПДС*q], где q - произведение максимального часового расхода сточных вод, С_ПДС - концетрация загрязненных веществ в сточных водах.

8.4.1 Загрязнение грунтовой среды

Загрязнение грунтовой среды происходит с момента возникновения утечки до ее устранения. Разлившуюся нефть отводят в естественные понижения местности, защитные амбары, траншеи или сооружают земляные дамбы. Это выполняют наряду с основными работами по ликвидации аварии. В случаях, когда работы по ликвидации аварий выполняются со значительным опозданием, глубина загрязнения в результате инфильтрации нефти существенно возрастает, что вызывает соответственно увеличение объема и стоимости рекультивации. Рекультивация земель - это комплекс работ, направленный на восстановление продуктивности и народнохозяйственной ценности нарушенных и загрязненных земель, а также на улучшение условий окружающей среды. Рекультивация проводится с учетом местных природно-климатических условий, степени повреждения и загрязнения ландшафта, назначения участка грунта и требований нормативной документации РД «Инструкция по рекультивации земель, нарушенных и загрязненных при аварий-ном и капительном ремонте МН». Технический этап предусматривает планировку, формирование откосов, снятие и нанесение плодородного слоя почвы, устройство гидротехнических и мелиоративных сооружений, а также проведение других работ, создающих необходимые условия для дальнейшего использования рекультивированных земель по целевому назначению или для проведения мероприятий по восстановлению плодородия почв (биологический этап).Биологический этап включает комплекс агротехнических и фитомелиоративных мероприятий по посеву и уходу за посевами. Сроки технического этапа рекультивации представлены в таблице 25.

Таблица - 25. Сроки технического этапа рекультивации

Время загрязнения в текущем году	Окончание технического этапа
Зима	Первая весна через осень после загрязнения
Весна	Весна следующего года
Лето	Весна следующего года
Осень	Первая весна через осень после загрязнения

На техническом этапе происходит выветривание нефти, испарение и частичное разрушение легких фракций, фотоокисление нефтяных компонентов на поверхности почвы, восстановление микробиологических сообществ, развитие нефтеокисляющих микроорганизмов, частичное восстановление сообщества почвенных животных.

Биологический этап включает две стадии - пробный посев трав и фитомелиоративный с внесением минеральных удобрений и посевом устойчивых к загрязнению многолетних трав.

Для выполнения ремонтных работ в период проведения переизоляции требуется выполнить отчуждение земель в краткосрочную аренду на период работ. При выполнении работ по переизоляции магистрального нефтепровода негативное воздействие произойдет на всей площади краткосрочной аренды земель. Тип воздействия на земельные угодья - механическое разрушение поверхности, нарушение рельефа местности и загрязнение поверхности отходами.

Источниками воздействия являются:

- земляные работы;

- установка временных отвалов грунта;

- устройство переездов и проездов;

- передвижение строительной техники;

- устройство бытовых помещений;

- загрязнение территории отходами производства.

Воздействие на территорию, условия землепользования и геологическую среду будет допустимым.

Последствиями негативного воздействия на поверхность земли является изменение рельефа.

Для снижения воздействия на поверхность земель в период капитального ремонта рабочим проектом предусмотрены следующие мероприятия:

- рекультивация нарушенных земель;

- проезд строительной техники разрешается только в пределах краткосрочной аренды земель, а также по временным подъездам, постоянным проездам и переездам;

- для сохранения направления естественного поверхностного стока воды предусмотрена планировка полосы отвода после окончания работ;

- для исключения загрязнения территории отходами производства предусмотрена своевременная уборка мусора и отходов;

- запрещается использовать неисправные, пожароопасные транспортные и строительно-монтажные средства;

- строительные материалы, применяемые при ремонтных работах, должны иметь сертификат качества;

- запрещено размещение отвалов грунта за границами полосы отвод.

8.4.2 Загрязнение атмосферы

При проведении капитального ремонта в атмосферу выбрасываются загрязняющие вещества от работы строительной техники, при проведении сварочных и изоляционных работ, а также возможна утечка токсичных и вредных веществ в атмосферу.

С целью предотвращения негативного воздействия на атмосферу в месте производства работ должен постоянно производится анализ газовоздушной среды специальными приборами газоанализаторами. В случае повышенной концентрации токсичных и вредных веществ в атмосфере, необходимо обнаружить источник выбросов и ликвидировать его.

В процессе эксплуатации магистрального нефтепровода негативное воздействие на окружающую среду не производится.

Процесс переизоляции магистрального нефтепровода окажет незначительное негативное воздействие на окружающую среду и будет являться единовременным (краткосрочным). Проектом предусмотрено полное восстановление и благоустройство по снижению негативного воздействия в период капитального ремонта на земельные территории после завершения ремонтных работ, а также разработаны мероприятия по снижению негативного воздействия в период капитального ремонта на земельные ресурсы, атмосферу и водную среду.

8.5 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

Чрезвычайные ситуации на трубопроводном транспорте могут возникнуть по различным причинам, например:

- паводковые наводнения;

- лесные пожары;

- террористические акты;

- по причинам техногенного характера (аварии) и др.

Аварии могут привести к чрезвычайным ситуациям. Возможными причинами аварий могут быть:

- ошибочные действия персонала при производстве работ;

- отказ приборов контроля и сигнализации;

- отказ электрооборудования и исчезновение электроэнергии;

- старение оборудования (моральный или физический износ);

- коррозия оборудования;

- факторы внешнего воздействия (ураганы, удары молнией и др.).

При взрыве паро- и газовоздушной смеси выделяют зону детонационной волны с радиусом (R₁), где происходит полное разрушение, и зону ударной волны, в которой происходят те или иные разрушения.

Радиус зоны детонационной волны определяется по формуле:

, (51)

где - количество газа, пара в тоннах.

Радиус зоны смертельного поражения людей определяется по формуле:

(52)

Рисунок - 25. Зона воздействия при взрыве паровоздушной смеси

Примечание: 1 - Зона детонационной волны; 2 - Зона ударной волны; R₁ - радиус зоны детонационной волны (м); R_спл - радиус зоны смертельного поражения людей; R_бу - радиус безопасного удаления, Р _ф= 5 (кПа); R_ПДВК - радиус предельно допустимой взрывобезопасной концентрации; r₂ и r₃ - расстояния от центра взрыва до элемента предприятия в зоне ударной волны.

С целью предотвращения чрезвычайных ситуаций, связанных с возникновением взрывов или пожаров необходимо применить следующие меры безопасности:

- перед началом работ в ремонтном котловане переносным газоанализатором проверяется уровень загазованности воздушной среды, при этом содержание паров нефти и газов не должно превышать предельно - допустимой концентрации по санитарным нормам;

- работа разрешается только после устранения опасных условий, в процессе работы следует периодически контролировать загазованность, а в случае необходимости обеспечить принудительную вентиляцию;

- для обеспечения пожаро- и взрывобезопасности работники должен быть оснащен спецодеждой, спецобувью и другие средства индивидуальной защиты (очки, перчатки, каски и т.д.), которые предусмотрены типовыми и отраслевыми нормами.

8.6 Мероприятия по локализации и ликвидации последствий аварии

В предыдущем разделе предусмотрены меры безопасности труда ведения работ при вырезке «катушки», однако практика показывает, что, несмотря на принимаемые меры, остается риск возникновения ЧС (взрывы, пожары, аварии). Поэтому «Закон о промышленной безопасности» требует разработки планов ликвидации аварий.

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 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 АВС 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 (растекания) нефти, методов задержания нефти, мест установки заградителей, способов сбора нефти, характеристик водоема или водотока;

- 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 разлива нефти, не должно превышать 4 ч при разливе нефти в акватории и 6 ч - при разливе на почве;

- 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 нефтепровода с указанием всех подземных и надземных коммуникаций в техническом коридоре;

- план объекта МН (резервуарного парка, помещения насосной, сливо-наливной эстакады, очистных сооружений, причала) с указанием мест размещения основного технологического оборудования, шкафов с газозащитной аппаратурой и 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 вдольтрассовой 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 разлитой нефти, ликвидации последствий аварий;

- перечень мероприятий по охране окружающей природной среды;

- перечень мероприятий по сохранению качества нефти;

- транспортную инфраструктуру в районе возможного разлива нефти;

- обоснование времени доставки сил и средств для ликвидации аварийного разлива нефти к месту чрезвычайной ситуации.

Участок земли, который подвергается загрязнению, предполагается рекультивировать с применением сорбентов и бакпрепаратов.

Заключение

На основании анализа «пассивных» методов защиты от коррозии магистральных нефтегазопроводов выявлен ряд требований, предъявляемых к защитному покрытию, таких как: низкая влагокислородопроницаемость, высокие механические характеристики, высокая и стабильная во времени адгезия покрытия к стали, стойкость к катодному отслаиванию, хорошие диэлектрические характеристики, устойчивость покрытия к УФ и тепловому старению. Изоляционные покрытия должны выполнять свои функции в широком интервале температур строительства и эксплуатации трубопроводов, обеспечивая их защиту от коррозии на максимально возможный срок их эксплуатации.

Несмотря на то, что на протяжении всей истории применения защитных покрытий трубопроводов (более 100 лет) изоляционные покрытия значительно совершенствовались, до сих пор не все вопросы в этой области благополучно решены. С одной стороны, постоянно повышается качество защитных покрытий трубопроводов, практически каждые 10 лет появляются новые изоляционные материалы, новые технологии и оборудование для нанесения покрытий на трубы в заводских и трассовых условиях. С другой стороны, становятся все более жесткими условия строительства и эксплуатации трубопроводов (строительство трубопроводов в условиях Крайнего Севера, в Западной Сибири, освоение морских месторождений нефти и газа, глубоководная прокладка, строительство участков трубопроводов методами «наклонно-направленного бурения», «микротоннелирования», эксплуатация трубопроводов при температурах до 100 °С и выше, и др).

В данной работе проведены исследования различных антикоррозийных покрытий заводского и трассового нанесения, на основе которых выявлено, что наиболее оптимальным на сегодняшний день является использование труб с заводским трехслойным полиэтиленовым покрытием, с последующей трассовой изоляцией зон сварных стыков термоусадочными муфтами(типа ТЕРМА-СТ).

В результате проведения экономического расчета стоимости работ по переизоляции участка магистрального нефтепровода современным изоляционным покрытие(термоусаживающая лента) протяженностью 7000 метров было определено, что проведение данных работ будет являться целесообразным в связи с коротким сроком окупаемости проекта(1,04 г).

Также в ходе проведенных исследований выполнены расчеты срока службы различных изоляционных покрытий, на основе которых можно сделать вывод, что изоляционные покрытия, применяемые раньше при изоляции магистральных нефтегазопроводов, уже неспособны конкурировать с современными изоляционными покрытиями, являющимися более эффективными и долговечными.

В связи с постоянным совершенствованием конструкций изоляционных материалов, а также технологий их нанесения, постоянно повышается эффективность «пассивных» методов защиты от коррозии магистральных нефтегазопроводов, увеличивается долговечность покрытия, и, соответственно, срок службы трубопроводов, изолированных этими материалами, что приводит к существенному снижению затрат на их эксплуатацию.

Список использованной литературы

1. Сваровская Н.А. Подготовка транспорт и хранение скважинной продукции - Томск: Изд. ТПУ,2004.-268с.

2. ВСН 008-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция.

3. Хижняков В.И., Глазов Н.П., Налесник О.И. Исследование коррозии трубной стали во влажных грунтах Среднего Приобья // Коррозия и защита скважин, трубопроводов и морских сооружений в газовой промышленности. - М.: ВНИИОЭГазпром, 1982.

4. РД 39P-00147105-025-02 Методика определения остаточного ресурса изоляционных покрытий подземных трубопроводов.

5. Рудаченко А.В. Эксплуатационная надежность трубопроводных систем: учебное пособие - Томск: Изд-во: Изд-во Томского политехнического университета, 2008.-118 с.

6. Р.Л. Будкевич. Защита оборудования от коррозии: Учебное пособие. - Альметьевск: Типография Альметьевского Государственного Нефтяного Института, 2007г. - 56 стр.

7. Термоусаживающиеся полимерные изоляционные материалы производства ООО «ТЕРМА», Санкт-Петербург [Электронный ресурс].- Электрон. дан.(1 файл), [2010]. - Режим доступа: http://www.terma-spb.ru. Свободный.- Загл. с экрана.

8. ЗАО «АНКОРТ» Материалы для антикоррозионной защиты промышленных объектов[Электронный ресурс].- Электрон. дан.(1 файл), [2010]. - Режим доступа: http://www.ankort.ru. Свободный.- Загл. с экрана.

9. ОАО «НАПОР» Производство реагентов для нефтяной промышленности[Электронный ресурс].- Электрон. дан.(1 файл), [2010]. - Режим доступа: http://napor.ru. Свободный.- Загл. с экрана.

10. ООО «МЗМ» специализированное предприятие по нанесению полиэтиленовых покрытий обеспечивающих антикоррозионную безопасность и электрохимическую защиту на трубы всех диаметров. [Электронный ресурс].- Электрон. дан.(1 файл), [2010]. - Режим доступа: http://www.ooomzm.ru. Свободный.- Загл. с экрана.

11. Уральская промышленно-строительная компания «УПСК»[Электронный ресурс].- Электрон. дан.(1 файл), [2010]. - Режим

доступа: http://www.uralpsk.ru. Свободный.- Загл. с экрана.

12. СТО Газпром 2-3.5-047-2006 Инструкция по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов.

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

14. ГОСТ 9.602-2005 Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии.

15. Группа компаний «БИУРС»[Электронный ресурс].- Электрон. дан.(1 файл), [2010]. - Режим доступа: http://www.biurs.com. Свободный.- Загл. с экрана.

16. ОТТ 04.00-27.22.00-КТН-005-1-03 Технические требования на заводское полиэтиленовое покрытие труб.

17. ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-003-1-03 Технические требования на заводское полипропиленовое покрытие труб.

18. ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-004-1-03 Технические требования на заводское эпоксидное покрытие труб.

19. ОТТ-04.00-27.22.00-КТН-006-1-03 Требования к защитным покрытиям фасонных деталей и задвижек.

20. ОТТ-04.00-45.21.30-КТН-002-1-03 Требования к покрытиям сварных стыков трубопроводов на основе термоусаживающихся полимерных лент.

21. ГОСТ Р 52568-2006 Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газонефтепроводов. Технические условия.

22. ВСН 51-1-80 Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Министерства газовой промышленности.

23. Нечваль А. М. «Проектирование нефтегазопроводов» // Кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа» Уфимского государственного технического университета - 2007.- 169c.

24. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров/ М. В. Кузнецов, В. Ф. Новоселов, П. И. Тугунов и др.- М.: Недра, 1992.- 238 с.

25. СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы.

26. ТУ 2245-031-82119587-2009 Манжета термоусаживающая Терма-СТ.

27. РД 102-011-89 Охрана труда. Организационно-методические документы.

28. Охрана труда. Антикоррозийные работы [Электронный ресурс].- Электрон. дан.(1 файл), [2010]. - Режим доступа: http://ohranatruda.org.ua. Свободный.- Загл. с экрана.

29. ТУ 1390-007-86695843-2010. Трубы стальные электросварные диаметром до 1420 мм с наружным антикоррозионным полиэтиленовым покрытием для строительства промысловых и магистральных нефтепроводов.

30. ТУ 1390-001-86695843-08. Трубы стальные диаметром 57-1420 с наружным двухслойным и трехслойным полиэтиленовым покрытием.

31. ТУ 1394-010-17213088-03. Трубы стальные диаметром 57-1420 с наружным покрытием на основе экструдированного полипропилена для строительства магистральных нефтепроводов.

32. ТУ 1390-014-86695843-2011. Трубы и детали трубопроводов стальные с наружным двухслойным эпоксидным антикоррозийным покрытием.

33. ТУ 1390-014-05111644-98. Трубы диаметром 57-530 мм с наружным комбинированным ленточно-полиэтиленовым покрытием.

34. ТУ 1396-001-12617190-95. Узлы стальных трубопроводов с двусторонним стеклоэмалевым покрытием. Технические условия.

Размещено на Allbest.ru

...