Исследование (ОЭС) оптико-электронной системы контроля трубопроводов

+ - Повышенный уровень ультрафиолетовой и инфракрасной радиации (Воздействии на органы зрения ультрафиолетовой и инфракрасной радиации сварочной дуги).4.3. Выбор причин возникновения опасных и вредных факторов, аварийПричины, связанные с машиной:Технические причины.2. Несовершенство или отсутствие СКЗ, СИЗ (отсутствие сигнальных ограждений и знаков безопасности на границах опасных зон, неприменение «а работе СИЗ);Организационные причины11.Эксплуатация неисправных машин(загазованность воздушной среды, искрение оборудования);Причины, связанные с человекомНедостатки организационного характера13. Низкое качество обучения, в том числе проведения инструктажей и несвоевременная проверка знаний (низкая квалификация людей, проводящих инструктажи);Нарушение трудовой и производственной дисциплины.18. Нарушение правил и норм, инструкции по охране труда (курение в неотведенных для этого местах, несоблюдение установленных зон безопасности);21. Нахождение на работе в нетрезвом, наркологическом состоянии.23. Нарушение требования безопасности при эксплуатации транспортных средств(обрушение траншеи вследствие близкого подъезда техники, нарушение правил проведения ТО и ремонтных работ);Нарушение работоспособности.37. Климатически особенности и сезонные изменения климата (перепад температур, климатические осадки в зависимости от времени года);38. Внезапные выбросы нефти и газа (несвоевременные замены аварийных участков газопроводе, коррозия трубопровода). 4.4. Формирование фрейма по степени тяжести последствий от воздействия факторовТаблица 4.1.ФреймКласс тяж.последствийТяжесть последствийОпасные ситуацииПроизводственные факторыАДЙСФУШ, ЩNЦ+1234567891011121Катастрофич. отказ++++2Критич. отказ++3Некритич. отказ++++4Отказ с пренебрежимо малыми последствиями+++++4.5 Формирование матрицыТаблица 4.2 Матрица двузначной логикиНомера причинФакторыΣАДЙСФУШ, ЩNЦ+11110000101041311001000115181111111111102100000100113230100000000137001101010043800111101005Таблица 4.3Матрица образовНомера причинФакторыΣ111318212337381111111005131110100418111110172111011015231111101637000001023810011014По результатам перемножения двух матриц получили:Таблица 4.4 Выбор причиныПричинаРезультат114*5=20135*4=201810*7=70213*5=15231*6=6374*2=8385*5=204.6. Вывод из главыОсновной причиной влияющей на безопасность проведения строительных работ на газопроводе является нарушение правил и норм, инструкции по охране труда(18). Остальные являются сопутствующими (38,11,13, 21, 37, 23).Мероприятия, направленные на предотвращение и снижение производственного риска (производственного травматизма, профзаболеваемости, аварий):Организация и обеспечение безопасного ведения работ согласно нормативным актамПроизводственные территории (площадки строительных и промышленных предприятий с находящимися на них объектами строительства, производственными и санитарно-бытовыми зданиями и сооружениями), участки работ и рабочие места должны быть подготовлены для обеспечения безопасного производства работ.До начала производства основных работ должны быть закончены подготовительные мероприятия, предусматривающие обозначение зон опасных производственных факторов.На границах зон постоянно действующих опасных производственных факторов должны быть установлены защитные ограждения, а зон потенциально опасных производственных факторов - сигнальные ограждения и знаки безопасности.При выполнении работ в ночное и сумеречное время суток, на строительной площадке должно быть предусмотрено рабочее освещение, осуществляемое установками общего освещения (равномерного или локализованного) и комбинированного (к общему добавляется местное). Организация проведения инструктажей и проверки знаний рабочих и ИТР Линейные инженерно-технические работники обязаны периодически, согласно утвержденного графика, в зависимости от специальности проходитьпроверку знаний требований охраны труда и промышленной безопасности. До начала работ рабочие должны быть обучены правильным и безопасным методам работы, согласно инструкций и положений, разработанных и утвержденных руководителем предприятия.Перед допуском к работе вновь зачисленных в штат организации рабочих, а также в процессе выполнения ими работ, руководители подразделений обязаны обеспечить обучение и проведение инструктажа по безопасности труда. Повторный инструктаж по безопасности труда необходимо проводить для всех рабочих не реже одного раза в три месяца.Вводный инструктаж проводят со всеми принимаемыми на работу независимо от их образования и стажа работы по данной профессии или должности.ГЛАВА 5. Экономическая эффективность использования оптико-электронной системы контроля трубопроводов5.1. Капитальные вложения в контроль технического состояния трубопроводовКапитальные вложения составляют основную долю общих капитальных вложений, поскольку именно к линейной части тубопроводов относится наибольшее количество технологического и вспомогательного оборудования.Капитальные вложения КВл в линейную часть в общем случае представляют формулой КВл=kL, в которой k - удельные капитальные вложения, рассчитанные на 1 км трубопровода; а L - протяженность газопровода, км.Удельные капитальные вложения k не являются постоянной величиной, а зависят от параметров трубопровода проверяемого оптико-электронной системой контроля, климатического района, в котором он прокладывается, от особенностей соответствующих территорий и т.п. При некотором упрощении коэффициент k можно представить в виде функции k=k(D, δ) для однотрубных газопровода ов и в виде функции k=k(D1, D2, δ1, δ2) для двухтрубных систем.5.2. Укрупненное обоснование необходимой величины капитальных вложений на строительство резервной нитки.Общая величина капитальных вложений (∑КВ) включает:ΣКВ = КВоб + КВсмр + КВпн + КВпр,гдеКВсмр — капитальные затраты диагностические работы (работы по контролю), тыс. руб.;КВпн - капитальные затраты на пуско-наладочные работы, тыс. руб.;КВпр — прочие капитальные затраты, тыс. руб.Удельная величина капитальных вложений на 100 ткм товарно-транспортной работы составитГде -дополнительный годовой грузооборот, рассчитываемый как-дополнительный годовой объем перекачки, т;-средняя дальность перекачки тонны конденсата, км5.3. Калькулирование годовых эксплуатационных (текущих) расходов и себестоимости 100т и 100ткм.На основе статей калькуляции рассчитывается годовая величина эксплуатационных затрат работы оптико-электронной системы контроля трубопроводов, себестоимость 100 т объема перекачки и 100 ткм товарно-транспортной работы грузооборота.так как система обеспечивает бесперебойную работу трубопровода, и ее стоимость (стоимость работ) закладывается в стоимость транспортировки сырья.Одной из основных задач экономики предприятия является изменение в стоимостном выражении и оценка эффективности потребления ресурсов на производство продукции (работ, услуг). С этой целью на предприятии должна существовать система учета издержек.Основные статьи калькуляции себестоимости 100 т и 100 ткм участка магистрального трубопроводаРасчет ведется по усредненным величинам для перекачки газоконденсата.Материальные затраты. На данную статью относится стоимость эксплуатационных материалов, а также вспомогательных материалов, которые используются в процессе оказания транспортных услуг для обеспечения нормального технологического процесса перекачки по участку.Годовая величина затрат по данной статье включает:гдеЗм - годовые затраты на материалы (присадки, эксплуатационные материалы для автотранспорта и спецтехники и др.);Зт - годовые затраты на топливо (бензин, дизельное топливо, керосин авиационный и др.), тыс. руб.;Зн - годовые затраты на нефть (на технологические нужды), тыс. руб.;Згаз - годовые затраты на газ (на технологические нужды), тыс. руб.;Зпр - прочие материальные затраты (в курсовой работе нет), тыс. руб.Затраты на материалы рассчитываются по выражениюгдеΔЗМ- удельная величина потребности в материалах (присадки для нефти), эксплуатационных материалах для автотранспорта и спецтехники и др., руб./1000 ткм;∑Р - дополнительный годовой грузооборот (товарно-транспортная работа), тыс. ткм.Затраты на топливо рассчитываются по выражениюгде годовые потребности в топливе составятΔТмлнткм- удельная величина потребности в топливе, т/млнткм; ∑Р - дополнительный годовой грузооборот, тыс. ткм; Т - годовой расход топлива, т; Цт - цена одной тонны топлива, тыс. руб./т. Затраты на нефть рассчитываются по выражениюгде годовое потребление нефти: ΔНмлн ткм- удельная величина потребности в нефти, т/млнткм;∑Р - дополнительный годовой грузооборот, тыс. ткм;Н - годовой расход нефти, т;Цт - цена одной тонны нефти, тыс. руб./т.Затраты на газ рассчитываются по выражениюгде Qгаз - годовое потребление газа;ΔQгаз- удельная величина потребности в газе, тыс.м3/млнткм; ∑Р-дополнительный годовой грузооборот, тыс. ткм; Qгаз- годовой расход газа, тыс. м3Цгаз- цена тыс. м3 газа, тыс. руб./1000 м3.Затраты на потребляемую энергию (покупную). На данную статью относится стоимость покупной электрической энергии. Затраты на энергию (покупную) рассчитываются по выражениюгде∑Зэн - общие годовые затраты на энергию (покупную); 3ээ - затраты на электроэнергию:Qээ - годовое потребление электроэнергии:∑Qээ- удельная величина потребности в электроэнергии, кВт-час/тыс. ткм;∑Р - дополнительный годовой грузооборот, тыс. ткм;Qээ - годовой расход электроэнергии, тыс.кВт-ч; Тээ - тариф за кВт-час, руб./кВт-час. Затраты на тепловую энергию:гдеQтэ - годовое потребление тепловой энергии:ΔQтэ – удельные затраты на тепловую энергию, Гкал/млнткм;∑Р — дополнительный годовой грузооборот, тыс. ткм; Qтэ- годовой расход тепловой энергии, тыс. руб.; Ттэ-тариф за Гкал тепловой энергии, тыс. руб./Гкал.;Затраты на оплату труда эксплуатационно-обслуживающих рабочих. В элементе «Затраты на оплату труда» отражаются затраты на оплату труда основного промышленно-производственного персонала (эксплуатационно-обслуживающих рабочих) задействованных при контроле трубопровода оптико-электронной системой Годовая величина ФОТ эксплуатационно-обслуживающих рабочих рассчитывается укрупнено по выражениюгдеЗПМ- среднемесячная заработная плата рабочего, руб./чел.;Кэр — штатный коэффициент эксплуатационно-обслуживающих рабочих, чел./100 млнткм;∑Р - дополнительный годовой грузооборот, тыс. ткм;12 — число месяцев в году.Отчисления на социальные нужды (ЕСН). По данной статье отражаются обязательные отчисления органам государственного социального страхования, Пенсионному фонду РФ, Государственному фонду занятости населения РФ, на медицинское страхование, то есть уплата единого социального налога (ЕСН).Годовая величина единого социального налога (ЕСН) эксплуатационно-обслуживающих рабочих рассчитывается укрупнено по выражениюгдеЗфОХ - годовые затраты на оплату труда эксплуатационно-обслуживающих рабочих, тыс. руб.;СНесн - ставка единого социального налога, % от годового ФОТ эксплуатационно - обслуживающих рабочих.Амортизационные отчисления по основным производственным фондам. По данной статье учитываются годовые суммы амортизационных отчислений на полное восстановление (реновацию) основных производственных фондов. В данной работе проводится укрупненный расчет годовой величины амортизационных отчислений исходя из усредненного значения годовой нормы амортизации для линейного (равномерного) метода их исчисления по выражениюгдеНА - средняя норма годовой амортизации объектов ОПФ, %; ∑КВ — величина капитальных вложений, тыс. руб.Расходы на техническое обслуживание оптико-электронной системы контроля трубопроводов. Данная комплексная статья учитывает текущие годовые затраты на оплату труда ремонтно-обслуживающих рабочих с начислениями единого социального налога (ЕСН), затраты на запасные части и материалы для ремонтов и технического обслуживания системы контроля, прочие эксплуатационные расходы, связанные с техническими обслуживайиями и ремонтами. Годовые расходы по данной статье рассчитываются по выражению гдеΔЗтор- удельные затраты на техническое обслуживание и ремонт ОПФ, % от ∑КВ;∑КВ - величина капитальных вложений, тыс. руб.Расходы на техническую диагностику объектов участка. Данная комплексная статья учитывает текущие годовые затраты на оплату труда ремонтно-обслуживающих рабочих, выполняющих работы по технической диагностике объектов участка трубопровода с использованием оптико-электронной системы контроля.гдеΔЗд - удельные затраты на техническую диагностику ОПФ, % от ∑КВ;∑КВ — величина капитальных вложений, тыс.руб.Прочие расходы. В этой статье учитывается заработная плата основная и дополнительная вместе с отчислениями на социальные нужды (ЕСН) административно-управленческого персонала; амортизация общезаводских зданий, складов и инвентаря; расходы по служебным командировкам; расходы по охране труда; расходы по подготовке кадров и организованному набору рабочей силы; налоги и сборы, отчисления в специальные внебюджетные фонды, платежи по обязательному страхованию имущества предприятия, вознаграждения за изобретения и рационализаторские предложения и др.Прочие расходы рассчитываются по выражениюгдеΔЗпроч - удельная величина прочих эксплуатационных расходов в % от (∑Зм + Зэн + Зфот+Зд +Зтор).Таблица5.1. Калькулирование годовых эксплуатационных расходов Статья затратФормулаРезультатЕдиница измерения1. Материальные затраты:ΣЗМ=ЗМ+Зт+Зн+Згазтыс.руб.Затраты на материалыЗМ=ΔЗМ· ΣР/1000тыс.руб.Затраты на топливоЗТ=Т·Цттыс.руб.Годовой расход топливаТ=ΔТмлн ткм·ΣР/10т.Затраты на нефтьЗН=Н·ЦНтыс.руб.Годовое потребление нефтиН=ΔНмлнткм·ΣР/1034,31т.Затраты на газЗгаз=Qгаз·Цгазтыс.руб.Годовое потребление газаQгаз=ΔQгаз ΣР/1048,761000 м³.2. Затраты на энергию (покупную):ΣЗэн.=Зээ.+Зтэтыс.руб.Затраты на электроэнергиюЗээ.=Qээ.·Тээ.тыс.руб.Годовое потребление электроэнергииQээ.=ΔQээ.· ΣР/10тыс.кВт-часЗатраты на тепловую энергиюЗтэ=Qтэ·Ттэтыс.руб.Годовое потребление тепловой энергииQтэ=ΔQтэ· ΣР/10296,18Гкал.3. Затрата на оплату труда эксплуатационно-обслуживающих рабочихЗфот=ЗПм·КЭР· ΣР·12/10тыс. руб4. Начисления ЕСНЗЕСН=Зфот·СНЕСН·0,01тыс. руб.5. Амортизационные отчисленияЗА=НА·ΣКВ·0,01тыс.руб.6. Затраты на тех.обслуживание и ремонт ОПФΣЗтор=ΔЗтор·ΣКВ· 0,01тыс.руб.7. Затраты на тех. диагностику ОПФЗд=ΔЗд ∑КВ 0,01тыс. руб.8. Прочие затраты ΣЗпроч=ΔЗпроч(ΣЗМ+ Зэн.+Зфот+ЗД+Зтор)· 0,01тыс.руб. Годовые эксплуатационные затраты:+8004+++++= = 28431,03 тыс.руб.Таблица 5.2 Общая величина годовых эксплуатационных затратСтатья затрат Условное обозначениеЗначение (тыс.руб.)1.Материальные затратыΣЗм1753,822.Затраты на энергию (покупную)ΣЗэ6605,53.Затраты на оплату труда эксплуатационно-обслуживающих рабочихЗфот80044.Начисления ЕСНЗесн2081,045.Амортизацию ОПФЗа57446.Затраты на техническое обслуживание и ремонт ОПФΣЗтор17957.Затраты на техническую диагностику ОПФЗд574,48. Прочие затратыΣЗпроч.1873,27ИтогоΣЗгод28431,03Себестоимость транспортировки газа:а) Себестоимость 100ткм транспортной работы участка магистрального газопровода:S100ткм=(+++++++)100 = S+S+S+S+ S+ S+S+S , руб./100 ткмб) Себестоимость 100 тонн перекачки нефти по участку магистрального газопровода:S=(+++++++)100= S+S+S+S+ S+ S+S+S , руб/100тонн.где годовой объем перекачки:где ΣP- дополнительная годовая транспортная работа, тыс. ткм;Lт - средняя дальность перекачки тонны конденсата, кмТаблица 5.3.Структура себестоимости транспортировки конденсатаСтатья затрат ВеличинаСтруктура, %S,руб/100ткмS,руб/100тонн1.Материальные затраты0,9740,796,172.Затраты на энергию (покупную)3,66153,6223,233.Затраты на оплату труда эксплуатационно-обслуживающих рабочих4,43186,1428,154.Отчисления ЕСН1,1548,407,325.Амортизация ОПФ3,18133,5820,206.Затраты на техническое обслуживание и ремонт ОПФ0,9941,746,317.Затраты на техническую диагностику ОПФ0,3213,362,028. Прочие затраты1,0443,566,59ИтогоΣS=15,74ΣS=661,19100в) Условная величина доходной ставки:5.4. Анализ коммерческой эффективности использования оптико-электронной системы контроля5.4.1.Проведение расчета на ЭВМ с использованием программного продукта «Alt-invest-prime»Таблица 5.4Информация, вводимая в программу «Alt-Invest-Prime»№ПоказательУсловное обозначениеЗначениеЕдиница измеренияВеличина1Коэффициент пересчета валют  30,002Интервал планирования дней3603Срок жизни проекта лет 204Дополнительный годовой грузооборотΣРтысткм/год1806006Выручка от реализации    Средний тариф (условная доходная ставка)dруб/тысткм243,97 Средняя себестоимостьSруб/тысткм15,747Текущие эксплуатационные затраты    Затраты на материалыΣЗмтысруб1753,82 Затраты на энергию(покупную)ΣЗэнтысруб6605,5 Затраты на оплату трудаЗфоттысруб8004 Затраты на техническое обслуживание и ремонт ОПФΣЗтортысруб1795 Затраты на техническую диагностику ОПФЗдтысруб574,48Инвестиционные затраты   График освоения инвестиций по интервалам планирования % КВ по годамI-100 Постоянные инвестиционные затратыΣКВ143600 Средняя норма годовой амортизацииНa%49Источники финансирования   Оптимальный график кредитования   Процент за кредит %10Отчёт о прибыли    До налога на прибыли (средняя налоговая ставка)СНдо%1 Налог на прибыли (налоговая ставка)СНп%20 Налоги после налогов на прибыль (средняя налоговая ставка)СНпос%111Анализ эффективности проекта   Коэффициент дисконтированияЕнверх.таблица 10,0   нижн. таблица12,0В приложении приведены основные фрагменты листинга реализации рассматриваемого проекта по программе “Alt-Invest-PRIME”. Расчеты показателей экономической эффективности проекта проведены в базовых ценах.5.4.2. Основные итоговые результаты оценки коммерческой эффективности инвестиционного проектаТаблица 5.6. Основные итоговые данные эффективности проекта по программе «Alt-Invest-Prime»№ПоказательУсловное обозначениеЗначениеЕдиница измеренияВеличинаДля индекса дисконтирования Ен =10,0%1Простой срок окупаемостиТок плет8,32Чистый поток денежных средств нарастающим итогом ЧДтыс руб.2389243Внутренняя норма доходностиВНД%12,64Рентабельность инвестицийРи%16,65Дисконтированный чистый поток денежных средств нарастающим итогом ЧДДтыс руб.187676Дисконтированный срок окупаемостиТок дгод14,7Для индекса дисконтирования Ен =12,0%1Простой срок окупаемостиТок плет8,32Чистый поток денежных средств нарастающим итогом ЧДтыс руб.2389243Внутренняя норма доходностиВНД%12,64Рентабельность инвестицийРи%3,45Дисконтированный чистый поток денежных средств ЧДДтыс руб.13216Дисконтированный срок окупаемостиТок дгод19,35.5. Выводы из экономической частиНа основе анализа полученных расчетных значений системы оценочных показателей коммерческой эффективности инвестиционного проекта можно сделать следующие обобщения и выводы:1.Анализируя эффективность проекта без учета внешнего коммерческого финансирования (за счет собственных средств), необходимо отметить, что простой срок окупаемости капитальных вложений, составит 8,3 года, а дисконтированный срок окупаемости 14,7 года (при внутренней нормы доходности ВНД = 12,6% и Ен = 10,0%);2.Полученное значение ЧДД = 18767 тыс. руб. (при Ен =10,0) говорит о том, что ЧДД > 0. Проект является эффективным.3.Полученные значения простого срока окупаемости капитальных вложений (Ток = 8,3 года при Ен = 10,0%) показывает, что 8,3 года необходимо для возмещения инвестиционных расходов. Результаты проведенного комплексного финансово-экономического анализа позволяют сделать вывод об эффективности использования оптико-элекронной системы контроля технического состояния трубопроводов.ЗаключениеС точки зрения экономичности и эффективности транспортировки любого сырья самым эффективным методом является трубопроводный транспорт. На сегодняшний день протяженность системы трубопроводов Российской Федерации насчитывает порядка 16240 тыс. км. Большая протяженность трубопроводов должна быть обеспечена высокими показателями эксплуатационной и конструктивной надежности эксплуатации магистральных трубопроводов. Несмотря на то, что в настоящее время технология эксплуатации и строительства трубопроводов достигла высокого уровня, тем не менее, аварийные порывы имеют место быть довольно часто. В особенности, эта проблема актуальна для процесса технологической эксплуатации магистральных трубопроводов, работающих в экстремальных режимах и условиях.Одном из самых свершенных и достоверных методов определения технического состояния и наличия дефектов трубопроводов является оптико-электронная система контроля трубопроводов.На основании проведенного в работе практического исследования применения оптико-электронной системы контроля трубопроводов можно сделать выводы использовании системы:- относительную простоту использования приборов контроля на основе оптико-электронной технологии;- универсальность применения данного вида технического контроля;- возможность использования оптико-электронной системы контроля трубопроводов вовсех случаях залегания трубопровода;-возможность определения наличия напряжений в теле металла трубопроводов:- окупаемость системы относительно короткие сроки;- достаточно не высокие расходы на амортизацию (линейного принципа);- фактическое отсутствие морального износа системы контроля.Список использованной литературыБабин Л.А., Григоренко П.Н., Ярыгин Е.Н. «Типовые расчеты при сооружении трубопроводов»: Учеб.пособ. для вузов. – М.: Недра, 1995. Буклешев Д.О. Оценка долговечности линейных участков магистральных нгазопроводов. СамГТУ,учебное пособие.Быков Л.И., Мустафин Ф.М., Рафиков С.К. «Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов»: Учеб.пособ. для вузов. - М.: Недра, 2006.Журнал «Трубопроводный транспорт», выпуск 43.Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности. – М.: ВНИИГАЗ, 2006.Клюев В. В. Неразрушающий контроль. Том 3.: Справочник.Кретов Е.Ф. Ультразвуковая дефектоскопия в энергомашиностроении. — Изд.3-е, СВЕН,Кузнецов В.Д. «Организация и управление производством». Методические указания к самостоятельной работе по изучению дисциплины. Для студентов специальности 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» очной и заочной форм обучения. Самара. Сам ГТУ.2007.Прохоренко А.А., Кузнецов В.Д. Организация и управление производством (нефтегазовым). Учебное пособие. – Самара: СамГТУ, 2009Пушников Г.М., Мороз А.А., Байназаров Р.Ф. Обоснование видов ремонта труб с коррозионными повреждениями .Трубопроводный транспорт нефти. С.М. Вайншток и др.Учеб. для вузов в 2-х томах-М.: ООО «Недра-Бизнесцентр» ,2004.-т.1.-407 с., т.2.Трубопроводный транспорт нефти. С.М. Вайншток и др.Учеб. для вузов в 2-х томах-М.: ООО «Недра-Бизнесцентр» ,2004.-т.1.-407 с., т.2.ЦТД Диоскан. Методика оценки и прогнозирования технического состояния нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики.Экономическая оценка инвестиций: Учеб.пособ. / М.Н. Беркович, И.Г. Беркович; Самар. гос. техн. ун-т, Поволжский институт бизнеса, 2004.Экономическая оценка инвестиций: Учеб.пособ. / М.Н. Беркович, И.Г. Беркович; Самар. гос. техн. ун-т, Поволжский институт бизнеса, 2004.ВРД 39 1.10-006-2000. «Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов». / ОАО «Газпром». – М.: ИРЦ Газпром, 2001.ВСН 004-88. «Строительство магистральных трубопроводов. Технология и организация». - М.: ВНИИСТ, 1990.ВСН 011-88 «Строительство магистральных трубопроводов. Очистка полости и испытание».- М.: ВНИИСТ, 1989.ВСН 012-88. «Строительство магистральных трубопроводов. Контроль качества и приемка работ». -М.: ВНИИСТ, 1989.СТО Газпром 2-2.3-066-2006. Положение о внутритрубной диагностике трубопроводов КС и ДКС ОАО «Газпром».Annand R. R., Hurd R. М.,Hakerman N. J. Electrochem. Soc 2009. v. 112.Banerjec S. N., Guha B. R. — J. IndianChem. Soc, 2008, v. 56, № 9, p. 880—884. № 2, p. 138; 2010, v. 112, № 2, p. 144.Desai М. N.,Shah G. V., PandyaМ. М. — In: 5th Eur. Symp. Corros. Inhibit., Ferrara, 2010, v. 2, p. 397—403.Riggs O. L., Every R. L. «Corrosion», 2011, v. 18, № 7. p. 262t.Trabanelly C, Carassiti V. «Advances in Corrosion Science аnd Technology.*. Plenum Press, 2012, v. 1.Vermeulen H.R Theory andl practice of Installing pipelines by the preshaking method. Метод внутритрубной диагностики трубопроводов.