Обоснование возможности восстановления несущей способности газопроводов без остановки транспорта газа

УДК 622.691.4

В.М. Шарыгин, А.Н. Тильков, В.И. Баламутов, Ю.А. Маянц, А.В. Ушаков

Обоснование возможности восстановления несущей способности газопроводов без остановки транспорта газа

С увеличением сроков эксплуатации магистральных газопроводов (МГ) возрастает актуальность вопросов разработки технологий по повышению эффективности магистрального транспорта в соответствии с Перечнем приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2011-2020 гг. (п. 5.5).

Решение данной проблемы во многом связано с применением ремонтных технологий, позволяющих продлить ресурс эксплуатируемых МГ, обеспечить их длительную работоспособность в эксплуатационных условиях без снижения рабочего давления транспортируемого газа. Многомиллиардные в масштабах газотранспортной отрасли ежегодные затраты на капитальный ремонт газопроводов заставляют изыскивать эффективные комплексные решения по снижению этих затрат не в ущерб надежности и безопасности эксплуатации газотранспортной системы. Одним из таких решений является технология ремонта дефектных участков газопровода без остановки транспортировки газа.

Сложность задачи выявляется в процессе рассмотрения вопросов:

• оценки степени опасности дефектов стенок труб МГ при эксплуатации;

• оценки степени опасности дефектов металла труб и сварных соединений при производстве ремонтных работ в траншее на провисающем участке газопровода под давлением транспортируемого газа и определения безопасного значения этого давления;

• определения эффективности ремонтных технологий с применением упрочняющих устройств с учетом установочного давления, при котором производится их монтаж;

• излишне консервативной оценки прочностного ресурса труб, бывших в эксплуатации 30-35 и более лет, ведущей к повышенным объемам вырезки дефектных участков и, как следствие, к значительному росту материальных и трудовых затрат.

Рассматривая ремонт газопроводов без прекращения транспортировки газа, необходимо иметь в виду, что речь идет о выборочном ремонте, когда длина вскрываемого участка не превышает допустимой длины провисающего пролета из условий соответствия данного участка требованиям прочности и устойчивости при воздействии давления газа, весовой нагрузки, температурного перепада и других возможных воздействий.

Ремонт газопроводов упрочняющими конструкциями без прекращения транспортировки газа выполняется при определенном допустимом давлении. В действующих нормативных документах [1, 2] существуют разночтения по величине этого давления, в частности при проведении огневых работ, необходимых при установке сварных муфт. Например, в СТО Газпром [1] (п. 4.1.6) отмечено, что участки газопроводов, на которых проводятся огневые работы, должны быть освобождены от газа до избыточного давления 100 Па, т.е. практически до нуля. В 2007 г. введен в действие СТО Газпром [2] (п. 11.9.3.1, 11.9.3.2), разрешающий ремонт газопроводов с допустимым рабочим давлением транспортируемого газа с учетом максимальной глубины дефектов и потери прочности нагретого металла в месте приварки муфты к трубе, причем эта потеря эквивалентна уменьшению номинальной толщины стенки на 2,4 мм.

Ключевые слова:

ремонт

газопроводов,

восстановление

несущей

способности

без остановки

транспорта газа,

упрочняющие

конструкции,

муфтовые

технологии,

композиты.

Keywords:

gas pipeline repair, recovery of carrying capacity without gas transmission termination, reinforcing structures, pipe technologies, composites.

№ 1 (17) / 2014

78

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Приведенный пример свидетельствует о развитии подхода к оценке степени опасности дефектов при ремонтных работах, основанного на достаточном опыте их проведения в траншее под давлением транспортируемого газа. Такой опыт приобретен в газотранспортных предприятиях ОАО «Газпром», в частности в ООО «Газпром трансгаз Ухта», когда возникали ситуации, связанные с недопустимостью прекращения транспортировки газа при проведении выборочных ремонтов. Соответственно, была разработана и введена в действие временная инструкция [3], разрешающая ремонт дефектов газопроводов стальными сварными муфтами без остановки транспорта газа, а через 1,5 года - СТО Газпром [2].

Инструкция [3] была разработана с учетом требований Ростехнадзора РФ, отраслевых и общероссийских нормативно-технических документов по охране труда и технике безопасности. С использованием инструкций [2, 3] на конденсатопроводах и газопроводах диаметром 530^1420 мм ООО «Газпром трансгаз Ухта» установлено более 2800 сварных стальных муфт, причем большинство из них - без остановки транспортировки газа. До выхода инструкции [3] относительные объемы вырезки отбракованных участков газопроводов составляли 56-80 %, а после ее выхода колебались на уровне 5-9 %, т.е. снизились на порядок, что позволило сэкономить огромные средства на закупку новых труб.

Другой пример неадекватности требований по снижению рабочего давления в газопроводе в зависимости от его дефектного состояния относится к земляным работам при вскрытии участка газопровода для его переизоляции [1]. Если на вскрываемом участке не выявлены факторы, снижающие прочность трубопровода, то траншею разрабатывают без снижения давления газа [1] (п. 4.3.3), а если имеются дефекты глубиной 0,35 (5 - толщина стенки, мм) и более, то давление необходимо снизить до атмосферного [1] (п. 4.3.4). Однако уровень опасности дефекта определяется не только его глубиной, но и длиной. Например, коррозионная язва глубиной 0,85 и длиной 0,05 м снижает прочность трубы диаметром 1420 «16,5 мм на 6 %, а протяженный дефект глубиной 0,255 и длиной 1 м - на 20 %. Но в первом случае мы вынуждены сбросить давление газа на 100 %, а во втором - только на 30 %. Такие результаты получаются, если воспользоваться критерием

работоспособности дефектного участка в соответствии с СТО Газпром [4].

В нормативных документах имеются разные подходы в выборе разрушающего напряжения, величина которого определяет уровень опасности любого дефекта. Это может быть предел прочности металла трубы (ств) [4] или напряжения течения металла (сттеч) [5], причем значение ств выше значения сттеч в среднем на 15 % для коррозионных дефектов, а для стресс-коррозионных трещин сттеч может оказаться ниже значения предела текучести (стт). Многочисленные полигонные испытания бывших в эксплуатации труб с дефектами различных типов, проведенные в 1994-2012 гг. на базе ООО «Газпром трансгаз Ухта», показали, что для коррозионных гладких дефектов, искусственных дефектов в виде продольных надрезов шириной 3-20 мм, вмятин и гофр глубиной до 0,07DK (DK - наружный диаметр трубы, мм) давление разрушения обусловлено напряжениями, соответствующими пределу прочности трубной стали с учетом геометрических параметров дефектов, связанных с потерей толщины стенки трубы, а для гофр и вмятин влияние их параметров (глубина, размеры в плане) на разрушающее давление не установлено, т.е. труба фактически разрушается как бездефектная и, как правило, не в местах расположения дефектов данного типа.

Значения разрушающего давления для стресс-коррозионных дефектов были установлены в ходе расследования аварийных разрушений МГ, причина которых квалифицирована как коррозионное растрескивание под напряжением (КРН) или стресс-коррозия. За 1993-2007 гг. зарегистрировано 42 аварии по причине КРН на МГ диаметром 1020-1420 мм на трассах ООО «Газпром трансгаз Ухта», причем очаг разрушения находился на трубах, выполненных практически из всех применяемых марок стали - как отечественного производства типов 17Г1С, 17Г2СФ, 14Г2САФ, 14Г2СФ, так и импортного (Германия, Япония, Италия, Франция) классов прочности К40-К47.

В процессе изучения изломов стенки труб в очаге разрушения определяли профили трещин, по данным сертификатов устанавливали, а затем уточняли в ходе механических испытаний образцов механические характеристики металла труб, вырезанных из разрушенных участков. В результате обобщения этих данных установили, что достаточно точной формулой,

№ 1 (17) / 2014

Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов

79

прогнозирующей разрушающее давление газа для всех аварийных разрушений с погрешностью в пределах 3-5 % от фактического разрушающего давления, является зависимость, полученная в работе [5]:

Рр = 1,23 Рт

1 - d

1-d/Q’

где Рр - разрушающее давление, МПа; d = d / 5 - относительная глубина дефекта;

Q

1

+ 5

коэффициент Фолиаса;

Рт - давление, вызывающее напряжения в стенке трубы, равные стт, МПа; I - длина дефекта, мм.

Например, для трубы диаметром

1420 х 16,5 мм из стали Х70 стт = 470 МПа, Рт = 11,2 МПа. Для длинных трещин I > Бн можно с запасом принять d / Q ~ 0, тогда значение Рр = 13,75 (1 - d) МПа. Выберем в качестве Рр рабочее давление 7,4 МПа, тогда d = 0,46, т. е. при эксплуатации будут разрушаться длинные трещины глубиной 0,465 и выше. На практике трубы диаметром 1420 х 16,5 мм разрушались в диапазоне глубины дефектов около (0,45-0,5)55.

Если для анализа опасности стресскоррозионных трещин также использовать критерий работоспособности из СТО Газпром [4], применяемый для коррозионных дефектов, то допускаемое давление Рдоп определяется по формуле

Р =

ДОП к

где K - проектный коэффициент запаса прочности, определяемый по формуле

K =

0,9уир к1кя m

где пр, &j, &н, m - коэффициенты, определяемые

п P

в соответствии со СНиП [6]; у = 1 —--коэф-

Ri

фициент, учитывающий рабочее (нормативное) давление на дефектном участке газопровода.

Для вышеприведенных исходных данных проектный коэффициент K = 1,58, соответственно, давление Рдоп = 7,4/1,58 = 4,7 МПа. Следовательно, дефект глубиной d = 0,465 может эксплуатироваться при давлении газа не более 4,7 МПа.

Рассмотрим результаты экспериментальных исследований прочностного ресурса в процессе стендовых испытаний труб диаметром 1220-1420 мм с протяженными колониями мелких стресс-коррозионных трещин глубиной до 1,0—1,4 мм, бывших в эксплуатации от 25 до 32 лет. Эта работа проводилась по договору между филиалом ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта и ООО «Газпром трансгаз Ухта» в 20092012 гг. Нагрузка в цикле 0 - Рраб - 0 (для трубы диаметром 1220 х 12 мм Рраб = 5,4 МПа, для трубы диаметром 1420 х 16,5 мм Рраб = 7,4 МПа).

Испытано пять труб: две диаметром

1220 мм, три диаметром 1420 мм. Предусматривалось выполнить не менее 10 тыс. циклов или зафиксировать разрушение объекта испытаний при достигнутом числе циклов. Результаты показали следующее: трубы диаметром 1220 мм разрушились при достижении количества циклов 3500 и 5120 ед.; все трубы диаметром 1420 мм не разрушились по продольным дефектам, наблюдались лишь случаи потери герметичности кольцевых сварных швов, которые ремонтировались сваркой, после чего испытания продолжались. Количество циклов доводили до 11-12,7 тыс., затем испытания прекращали. Примечательно, что трубы диаметром 1220 мм разрушились не по стресскоррозионным трещинам, а по продольным сварным швам непосредственно посередине наружного валика, причем дефектов до испытаний в очагах разрушения не было зафиксировано. Изменений размеров трещин после испытаний также не обнаружено.

Результаты данных испытаний говорят о достаточном прочностном ресурсе труб, а также о преувеличении опасности подобных дефектов, тем более, что механические свойства металла дефектных зон, полученные при испытаниях образцов после циклических испытаний, показали их соответствие паспортным данным, поэтому можно резко снизить объемы вышлифовки мелких трещин, ограничившись переизоляцией таких участков газопроводов.

При использовании критерия оценки опасности стресс-коррозионных трещин в соответствии с инструкцией [7] подлежат вырезке трубы с трещинами глубиной d > 0,25, трещины начиная с глубины d > 0,0175 (для трубы сечением 1420 х 15,7 мм d > 0,3 мм) подвергаются вышлифовке. Поскольку работы по вышли-фовке стресс-коррозионных трещин запрещено проводить под давлением газа, то следует

№ 1 (17) / 2014

80

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

жесткий, невзирая на экспериментальные данные, вывод о невозможности ремонта таких дефектов без остановки транспортировки газа.

Упомянутый выше критерий работоспособности дефектного участка напрямую не связан с безопасностью проведения ремонтных работ в траншее и характеризует уровень эксплуатационной надежности участка газопровода после ремонта. Рассматриваемая авторами задача состоит в выборе адекватной величины безопасного давления, при котором возможно проводить ремонт дефектов, не прекращая транспортировку газа. Вполне понятно, что значение безопасного давления Рб должно быть всегда ниже рабочего давления, но это условие не всегда соблюдается. Так, в инструкции [8] приводится формула для безопасного давления при известных параметрах дефектов в условиях отсутствия воздействий машин и механизмов на трубопровод:

Рб = КАР?,

где кб1 - коэффициент безопасности, учитывающий возможное изменение напряженного состояния трубопровода при его вскрытии или обследовании; кб2 - коэффициент безопасности, учитывающий маловероятную возможность того, что фактическое разрушающее давление окажется ниже расчетного из-за аномального снижения прочностных свойств трубы, возникновения существенных непроектных нагрузок и других неучитываемых факторов, принимаемый равным 0,9.

Используются два значения кб1 в зависимости от длины вскрываемого участка L : при LB} < 15 м кб1 = 0,9; LB} = 15-26 м кб1 = 0,8.

Следует заметить, что формула (4) при установке муфт дает завышенные значения Рб, в результате чего возрастает опасность ремонтных работ. Так, для участка газопровода минимальное значение Рр = КР. Если рассматривается участок категории III, то К ~ 1,6, а произведение кб1кб2 = 0,9 • 0,9 = 0,81 (длина шурфа LB} < 15 м). По формуле (4) Рб = 0,81 • 1,6Р = 1,30Р. Получается, что безопасное давление выше рабочего, что противоречит логике.

Авторы предлагают следующую формулу определения Рб:

Рб = к6Рп,

где кб - коэффициент безопасности, с помощью которого учитывают возможное изменение напряженного состояния участка МГ при его вскрытии, обследовании и ремонте; Рп - проходное рабочее давление транспортируемого газа, определяемое по формуле

рп р2 -

Р - рабочее давление на выходе подающей компрессорной станции (КС), МПа; Ркд - конечное давление на входе принимающей КС, МПа; х - расстояние от падающей КС до ремонтируемого участка газопровода, км; LKC - расстояние между КС, км.

Значение коэффициента кб выбирают в зависимости от отношения фактической длины Lф вскрытого участка МГ к расчетной длине Lmax по табл. 1 при известных типах и размерах дефектов.

Максимальную безопасную длину Lmax провисающего пролета газопровода определяют по методике расчета, приведенной в работе [9], с учетом дефектного состояния участка, используя критерий работоспособности по СТО Газпром [4].

Для обеспечения безопасности проведения работ при ремонте действующего газопровода приварными стальными муфтами проходное рабочее давление Рп в газопроводе должно быть снижено до величины Рдоп из условия потери прочности нагретого металла в месте приварки муфты к трубе, определяемой по формуле

§ — c

ряоп = k рп,

где Рдоп - максимально допустимое давление на участке газопровода при проведении работ при сварке, врезке и перекрытии полости трубы, МПа; к1 - коэффициент сварного шва, принимаемый равным: 1,0 - для прямошовных электросварных дуговой сваркой и бесшо-

Таблица 1

Значения коэффициента безопасности кб

Параметр Значения параметров

L*/Lmax менее 0,2 0,2-0,5 более 0,5

кб 0,7 0,6 0,5

№ 1 (17) / 2014

Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов

81

вных труб, 0,8 - для спиральношовных труб; с - часть толщины стенки трубы со сниженным пределом текучести материала в результате нагрева при сварке, принимается равной 2,4 мм; 5н - номинальная толщина стенки трубы в месте приварки, мм.

Значение безопасного давления принимают меньшим из значений Рб по формуле (5) и Рдоп по формуле (7).

При недостаточной информации о типах и размерах дефектов на вскрываемом участке газопровода фактическую длину Ьф вскрытия следует ограничивать (в соответствии с табл. 1) диапазоном Ьф = (0,2 ... 0,5)Lmax и использовать значение кб = 0,6. При этом значение 1/кб должно быть не менее значения коэффициента запаса к4 для среднего класса безопасности участка газопровода с транспортировкой газа под давлением Рп (в соответствии СТО Газпром [11]).

Ремонт дефектных участков производится при выполнении критерия ремонтопригодности в соответствии с Р Газпром [10] с коррекцией в сторону ужесточения, руководствуясь положениями инструкции [7]. Условия ремонтопригодности удовлетворяются, если расчетные значения размеров дефекта не превышают допустимых (табл. 2, 3) для участков категорий III, IV, отремонтированных упрочняющими конструкциями типа муфт.

Силовая эффективность муфтовой конструкции определяется ее параметрами, технологией установки, а также значением давления транспортируемого газа. Чем ниже установленное значение этого давления, тем выше коэффициент усиления муфты. Но следует учесть, что слишком низкое давление газа сни-

жает производительность газопровода или делает невозможной перекачку газа. Если руководствоваться временными техническими требованиями [12], то установочное давление газа для всех муфт будет находиться в диапазоне 0,16-1,6 МПа, что исключает транспортировку газа. Оптимальным вариантом с точки зрения авторов будет назначение установочного давления равным безопасному, т.е. Русг = Рб. В этом случае и транспортировка газа будет обеспечена, и главное условие безопасности будет соблюдено, а выбор конкретного типа муфты будет определяться параметрами ремонтируемого дефекта и силовой эффективностью муфты, выраженной по формуле

Р

к =-^,

сд -р ? ^ '

1 п

где Рк - контактное давление муфты на трубу при подъеме давления газа, МПа.

Чем выше значение ксд, тем выше силовая эффективность муфты, причем этот коэффициент не зависит от Руст и определяется в процессе стендовых испытаний трубного образца с установленной муфтой.

Силовая эффективность неприварных муфт, кроме муфт с болтовой затяжкой, устанавливаемых без остановки транспортировки газа под давлением Руст, определяется по формуле

Рэф = Рус +

где Рэф - эффективное давление, определяемое как разность между проходным рабочим давлением Рп и контактным давлением муфты на участке ее установки при подъеме давления

Таблица 2

Значения предельно допустимой относительной глубины дефектной зоны (£м) в зависимости от типа дефекта, его длины и ширины, не превышающей DM

Тип поверхностного дефекта Длина и глубина дефекта

1 < А, 0,5Ан < 1 < Ан 1 > А„

Трещина 0,45 0,35 0,20

Все типы поверхностных дефектов, кроме трещин 0,70 0,60 0,50

Таблица 3

Значения предельно допустимой относительной глубины дефектной зоны в зависимости от типа дефекта, его длины и ширины, превышающей DM

Тип поверхностного дефекта Длина и глубина дефекта

1 < Ан 0,5Ан < 1 < Ан 1 > Ан

Трещина 0,40 0,30 0,20

Все типы поверхностных дефектов, кроме трещин 0,65 0,55 0,50

№ 1 (17) / 2014

82

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

от Руст до Рп; для муфт с предварительной болтовой затяжкой Рэф не зависит от Р МПа:

Рэф = Рп - Рк,

где Рк - усредненное контактное давление ремонтной стеклопластиковой муфты (РСМ) на трубу при установке, МПа.

Возрастание давления Рк при подъеме давления от Руст до Р не учитывается и идет в запас силовой эффективности РСМ. Значение Рк рассчитывается согласно СТО Газпром [13].

Выбор муфты зависит от возможности обеспечения работоспособности дефектного участка с заданными параметрами самого опасного дефекта (длина, глубина) в соответствии с представленным алгоритмом расчета (рисунок).

Определяют значения Рр в зависимости от типа дефекта и его размеров, затем Рдоп сравнивают со значением Р, если Рдоп < Р, то требуется ремонт муфтой. Последовательно находят значения Русг, Рп, Рэф, разрушающего давления Ррм для дефекта с установленной муфтой. Затем определяют безразмерный параметр поврежденности

Блок-схема расчета по выбору муфт для ремонта дефектов газопровода

№ 1 (17) / 2014

Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов

83

ум дефектного участка с учетом его упрочнения муфтой в зависимости от типа дефекта.

Зная параметр ум, определяют относительную глубину dM ремонтируемого дефекта данной муфтой:

¥м + Q -1

Критерий пригодности муфты выражается в выполнении условия:

dM > dф,

где dф - фактическая (измеренная ) относительная глубина дефекта.

Приведенный алгоритм используется для выбора неприварных муфт (стальных, стекло-пластиковых, композитных с заполнением пространства между трубой и стальной муфтовой оболочкой полимерным твердеющим составом и др.). Для приварных муфт прочность дефектного участка обеспечивается несущей муфтовой стальной оболочкой с заполнением композитом межтрубного зазора или без него.

Ремонт с применением упрочняющих конструкций назначают для следующих типов дефектов: протяженных стресс-коррозионных

трещин, дефектов язвенной коррозии, механических дефектов, вмятин, гофр, расслоений.

Для ремонта применяют муфты, руководствуясь стандартами СТО Газпром [2, 13, 14], а также Временными техническим требованиями к полимерно-композитным и стальным муфтам [12, 15].

При обнаружении в процессе комплексного обследования участка газопровода неремонтопригодных дефектов на дефектные участки устанавливают неприварные муфты на срок до плановой остановки эксплуатации газопровода со стравливанием газа для вырезки и замены дефектных труб с муфтами на новые трубы.

При осуществлении приведенного в данной работе комплексного подхода по адекватной оценке опасности дефектов, выборе безопасного давления, установочного давления, муфтовых технологий ремонта с учетом их силовой эффективности возможно осуществление технологии выборочного ремонта без остановки транспортировки газа и сведением к минимуму объемов вырезки дефектных труб на заключительной стадии ремонта со стравливанием газа.

Результаты данной работы сформулированы и оформлены в документе Р Газпром «Технология ремонта наружных дефектов линейной части магистральных газопроводов без остановки транспорта газа», утвержденном и введенном в действие в ОАО «Газпром».

Список литературы

1. СТО Газпром 14-2005. Типовая инструкция по безопасному проведению огневых работ на газовых объектах ОАО «Газпром».

2. СТО Газпром 2-2.3-137-2007. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по технологиям сварки при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов. Часть II.

3. Временная инструкция на ремонт дефектов труб и сварных соединений действующих магистральных газопроводов и конденсатопродуктопроводов

ООО «Севергазпром» 0 530-1420 мм стальными сварными муфтами (введ. 01.04.2006 г.) - Ухта: Севергазпром. -2006. - 38 с.

4. СТО Газпром 2-2.3-112-2007. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методические указания по оценке работоспособности участков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами.

5. Купершляк-Юзефович Г.М. Расчет разрушающего давления в газопроводах, подверженных коррозионным растрескиваниям под напряжением / Г.М. Купершляк-Юзефович, Ю.Г. Разумов // Строительство трубопроводов. - 1996. - № 6. - С. 17-18.

6. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой СССР. - М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985. - 52 с.

№ 1 (17) / 2014

84

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

7. Инструкция по оценке дефектов труб

и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов (с изм. № 1; утв. нач. Департамента по транспорту, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» О.Е. Аксютиным 18.11.2008 г.). - М.: Газнадзор, 2008.

8. ВРД 39-1.10-033-2001. Инструкция по обеспечению безопасности при обследовании газопроводов, подверженных стресс-коррозиии (введ. в действие Приказом ОАО «Газпром»

от 6.07.2001 г. № 48).

9. Айнбиндер А.Б. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость / А.Б. Айнбиндер, А.Г. Камерштейн. - М.:

Недра. - 1982. - 344 с.

10. Р Газпром 2-2.3-595-20011. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Правила назначения методов ремонта дефектных участков линейной части магистральных газопроводов Единой системы газоснабжения ОАО «Газпром».

11. СТО Газпром 2-2.3-184-2007. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методика по расчету и обоснованию коэффициентов запаса прочности и устойчивости магистральных газопроводов на стадии эксплуатации и технического обслуживания.

12. Временные технические требования к стальным муфтам с заполнением межтрубного пространства композитным материалом

(утв. ОАО «Газпром» от 19.08.2011 г.).

13. СТО Газпром 2-2.3-335-2009. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция по ремонту дефектных участков трубопроводов стеклопластиковыми муфтами с резьбовой затяжкой.

14. СТО Газпром 2-2.3-425-2010. Инструкция по технологиям сварки при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов. Часть IV (введ. 07.10.2010 г.) -102 с.

15. Временные технические требования к полимерно-композитным муфтам для ремонта линейной части магистральных газопроводов (утв. ОАО «Газпром» от 19.08.2011 г.).

№ 1 (17) / 2014