РД 39-014-89 стр.1 РД39-014-89

 

РД 39-014-89

 

ИНСТРУКЦИЯ

по безопасному ведению сварочных работ

 при ремонте нефте — и продуктопроводов под давлением

 

Вводится взамен:

РД 39-0147103-327-88

РД 39-0147103-390-86

РД 39-0147103-334-86

 

 

Настоящая инструкция устанавливает основные положения технологических процессов ведения сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов без остановки перекачки при внутреннем давлении до 3,5 МПа.

Инструкция является обязательной для всех управлений магистральными нефтепроводами Главтранснефти министерства нефтяной и газовой промышленности и других сторонних организаций при ремонте нефте- и продуктопроводов.

Настоящая инструкция является нормативно-техническим документом. регламентирующим технологические процессы по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефтепродуктопроводов без остановки перекачки при внутреннем давлении.

Помимо известных технологических операций (заварка коррозионных язв, приварка заплат и муфт) инструкция предлагает новые конструктивно-технологические решения при выполнении угловых швов, учитывает особенности сварки в зимнее время, уточняет размеры усилительных элементов и требования при подготовке кромок под сварку.

Инструкция составлена на основе экспериментальных и теоретических исследований, выполненных во ВНИИСПТнефть, институте электросварки им. Е.О. Патона АН УССР, институте прикладных проблем механики и математики АН УССР, Уфимском нефтяном институте, испытательной пожарной лаборатории УПО МВД БАССР, а также на базе обобщения практического, опыта управлений магистральными нефтепроводами Главтранснефти Миннефтегазпрома.

Инструкция предназначена для работников, занимающихся эксплуатацией и ремонтом нефтепродуктопроводов.

 

 

 

 

 

 

 


СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения

2. Организационно-технические мероприятия при выполнении сварочных работ

3. Требования к сварщикам, оборудованию и сварочным материалам

4. Выбор метода восстановления работоспособности трубопровода

5. Заварка коррозионных повреждений

6. Приварка накладных усилительных элементов

7. Вварка катушки, замена труб и плетей

8. Приварка катодных выводов

9. Особенности сварочных работ на трубопроводах, проложенных на территории НПС (ЛПДС), резервуарных парков

10. Особенности технологии выполнения сварочных работ в зимнее время 

11. Контроль качества сборочно-сварочных работ

12. Требования техники безопасности при сварочных работах

13. Требования пожарной безопасности при сварочных работах

Литература

Приложение 1. Перечень оборудования, приборов, инструмента и материалов технологического процесса

Приложение 2. Разрешение на проведение сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопровода

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящая инструкция устанавливает основные положения технологического процесса сварки при ремонте и обслуживании нефте- и продуктопроводов, находящихся под давлением.

1.2. Регламентирует особенности технологии сварки и контроля качества сварных соединений, устанавливает основные требования по организации и производству, охране труда, технике безопасности и пожарной безопасности при сварочных работах на нефте-и продуктопроводах под давлением.

1.3. Распространяется на заварку коррозионных язв, приварку заплат, муфт, хомутов, отводов, катодных выводов при ремонте и обслуживании нефте- и продуктопроводов диаметром 219-1220 мм из малоуглеродистых и низколегированных сталей с углеродным эквивалентом не выше 0,42 кроме дисперснотвердеющих и термоупрочненных сталей.

Инструкция распространяется на трубопроводы для транспорта подготовленной нефти, сжиженных углеводородных газов.

1.4. Внутреннее давление в трубопроводах при проведении сварочных работ Рсв не должно превышать;•

0,8 Рр при     tэ £ 10 лет,

0,7 Рр при 10 < tэ £ 20 лет,

0,6 Рр при     tэ > 20 лет,

но не более 3,5 МПа (35 атм). Здесь Рд — рабочее давление; tэ — срок эксплуатации нефте- или продуктопровода.

Запрещается проводить сварочные работы на трубопроводах, частично заполненных продуктом.

1.5. Инструкция не распространяется на трубопроводы, проложенные на эстакадах и под водой.

1.6. Внутреннее давление определяется гидравлическими расчетами на основе режимов перекачки и профиля трассы участка трубопровода и контролируется манометрами класса точности не ниже 1,5 на ближайших задвижках (узлах секционирования).

1.7. Сварочные работы должны быть прекращены по первому требованию представителей местных органов Госпожнадзора, технической инспекции профсоюза, профессиональной или ведомственной пожарной охраны, начальника добровольной пожарной дружины и работников службы техники безопасности. В этих случаях сварочные работы можно продолжить после выполнения требований представителей указанных органов с их разрешения.

 

2. ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ

ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ СВАРОЧНЫХ РАБОТ

2.1. При всех видах сварочных работ на нефте- и продуктопроводах под давлением обязательно проведение следующих мероприятий:

— назначение лиц, ответственных за подготовку трубопровода, за подготовку и проведение сварочных работ;

— подготовка сварочных материалов, оборудования и инструментов;

— проверка состояния воздушной среды на месте проведения сварочных работ

— подготовка поверхностей свариваемых деталей (снятие фасок, зачистка до металлического блеска);

— внешний осмотр, классификация дефектов и измерение толщины стенки трубопровода в местах предполагаемой сварки;

— контроль качества сварки.

2.2. При ремонте трубопроводов от места производства земляных, очистных и изоляционно-укладочных работ до места производства сварочных работ необходимо оставить технологический разрыв. Принятый технологический разрыв должен исключить возможность передачи механических колебаний от места производства очистных и изоляционно-укладочных работ, попадание паров нефти и нефтепродуктов на место сварки. Величина технологического разрыва должна быть не менее 300 м.

2.3. Перечень оборудования, приборов, инструментов и материалов для сварочных работ на нефте- и продуктопроводах под давлением приводится в приложении 1, перечень средств пожаротушения — в табл. 13.1.

 

3. ТРЕБОВАНИЯ К СВАРЩИКАМ, ОБОРУДОВАНИЮ

И СВАРОЧНОМ МАТЕРИАЛАМ

3.1. К проведению ручной электродуговой и полуавтоматической сварки в углекислом газе нефте- и продуктопроводов под давлением допускаются сварщики мужского пола не ниже 6-го разряда, выдержавшие теоретические и практические испытания в соответствии с действующими "Правилами аттестации сварщиков", утвержденными Госгортехнадзором СССР, имевшие удостоверение на право производства соответствующих сварочных работ, обученные работам под давлением и прошедшие обучение по программе пожарно-технического минимума. Сварщики, впервые приступившие к сварке нефте- и продуктопровода под давлением на монтаже и ремонте данного объекта или имеющие перерыв в своей работе более двух месяцев, а также при изменении сварочных материалов, независимо от наличия у них удостоверения, должны заварить пробные стыки в присутствии мастера-контролера или инженера контрольно-сварочной лаборатории в условиях, тождественных с теми, в которых ведется сварка трубопроводов.

3.2. Сварщика нельзя допускать к работе, пока на его рабочем месте не будет полного набора инвентаря и инструментов. Электросварщики должны иметь защитный щиток или маску, рукавицы, молоток, зубило или крейцмессель для отбивки шлака, стальную щетку, личное клеймо и шаблоны для проверки геометрии формы и размеров коррозионной язвы. У сварщиков по ручной электродуговой сварке должны быть пеналы или пакет из влагостойкой бумаги для хранения электродов и ящик или сумка для электродов.

3.3. Для выполнения сварочных работ может применяться оборудование любого типа, обеспечивающее заданные настоящим документом режимы сварки и надежность работы.

3.4. Для ручной электродуговой сварки стыков нефте- и продуктопроводов необходимо применять электроды марки УОНИ 13/55, удовлетворяющие требованиям ГОСТ 9466-75 и 9467-75.

3.5. Электроды перед сваркой и испытаниями должны быть прокалены (просушены).

3.6. Технологические свойства электродов в каждой партии необходимо проверить перед их применением независимо от наличия сертификата. Эту проверку должен выполнять дипломированный сварщик.

3.7. Технологические свойства электродов должны удовлетворять требованиям ГОСТ 9466-75. Основные из этих требований следующие:

— дуга легко зажигается и стабильно горит;

— покрытие плавится равномерно, без чрезмерного разбрызгивания, отваливания кусков и образования козырька, препятствующих нормальному плавлению электрода во всех пространственных положениях;

— образующийся при сварке шлак обеспечивает правильное формирование шва и легко удаляется после охлаждения;

— в металле шва и наплавленном металле нет трещин.

3.8. При неудовлетворительных технологических свойствах электроды следует повторно прокалить.

Если после повторной прокалки технологические свойства электродов не удовлетворяют приведенным выше требованиям, то данную партию электродов применять для сварки трубопроводов под давлением запрещается.

3.9. Сварные швы, выполненные ручной электродуговой сваркой, должны иметь гладкую поверхность с высотой усиления 1…2,5 мм и плавный переход от шва к трубе. По ширине усиление должно перекрывать наружные кромки фасок на 2…3 мм.

3.10. При ручной электродуговой сварке во избежание зашлаковки металла шва около кромок разделки следует накладывать возможно более плоский валик, избегая выпуклого ("горбатого") валика. Для этого необходимо электрод несколько задерживать у кромки или отводить его немного назад.

 

4. ВЫБОР МЕТОДА ВОССТАНОВЛЕНИЯ

РАБОТОСПОСОБНОСТИ ТРУБОПРОВОДА

4.1. В зависимости от вида, размеров и взаимного расположения коррозионных повреждений выбирают один из следующих методов:

— восстановления работоспособности труб;

— зачистка поверхности, шлифовка;

— заварка (наплавка) коррозионных повреждений;

— приварка накладных усилительных элементов (заплат, муфт);

— замена катушки, трубы или плети.

4.2. Зачистка поверхности шлифованием и покрытие изоляционным покрытием применяется в тех случаях, когда глубина коррозионных повреждений не превышает 10% от толщины стенки.

4.3. Заварка коррозионных повреждений допускается в следующих случаях:

— если максимальный размер (диаметр, длина) повреждения не превышает 20 мм;

— если остаточная толщина трубы в месте повреждения не менее 5 мм;

— если расстояние между смежными повреждениями не менее 100 мм.

4.4. В случае невыполнения ограничений раздела 4.3 и обнаружения групповых повреждений, а также сплошной коррозии восстановление работоспособности труб производится с применением накладных усилительных элементов (заплат и муфт).

4.5. Врезка катушек, замена труб и плети производится при обнаружении трещин, свищей и механических повреждений (вмятин, гофр, рисок, царапин, задиров, забоин), если их размеры превышают допустимые строительными нормами и правилами /20,23/.

 

5. ЗАВАРКА КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ

5.1. Заварка коррозионных повреждений металла труб подразделяется на два этапа: подготовительную работу (зачистку поверхности) и непосредственно заварку.

5.2. До металлического блеска зачищается полость коррозионных повреждений и поверхность трубы в радиусе не менее двух диаметров повреждений (наибольших линейных размеров). Наличие следов коррозии на месте заварки не допускается.

5.3. Зачистка может проводиться вручную с использованием молотка, треугольного напильника. Допускается зачистка при помощи сверла с фиксированным ограничителем, а также металлической щеткой или насадкой — щеткой вставленной в сверлильную машину.

5.4. Возможна механизированная зачистка пескоструйным (дробеструйным) методом или шлифовальной машиной. Допускается применение других методов очистки (химический) до полного удаления продуктов коррозии.

5.5. Перед началом заварки производится выбор режимов сварки. Первый (корневой) шов выполняется электродами диаметром 3 на токах не более 100 А; последующие слои разрешается выполнять электродами диаметром 4 мм на токах не более 140 А.

5.6. Перед наложением каждого валика поверхность наплавленного металла очищают от шлака и брызг. После зачистки каждый валик или слой следует просмотреть невооруженным глазом, а потом с помощью лупы 4-10-кратного увеличения.

5.7. В процессе сварки следует обращать внимание на обеспечение хорошего провара заделку кратера. После наплавки каждого валика необходимо полностью удалить шлак, предварительно дав ему остыть (потемнеть).

5.8. Ручную электродуговую сварку следует выполнять на возможно короткой дуге, особенно при использовании электродов с фтористокальциевым покрытием
(УОНИ-13/55). Перед гашением дуги сварщик должен заполнить кратер путем постепенного отвода электрода и вывода дуги назад на I5…20 мм на только что наложенный шов. Последующее зажигание дуги производится на металле шва на расстоянии I2…I5 мм от кратера.

5.9. При заварке сварочная дуга зажигается на выводной планке (клинообразной стальной пластине толщиной не менее 4 мм), установленной на зачищенной поверхности трубы в непосредственной близости от завариваемого повреждения, и плавно переносится в ее полость. Планка сразу удаляется (до затвердения).

5.10. Заварку коррозионной язвы разрешается вести ниточными швами (без поперечных колебаний электрода). Швы на коррозионные повреждения накладывается по периметру навстречу друг другу. Центральная часть повреждения заваривается в последнюю очередь.

5.11. При заварке незначительных коррозионных повреждений (3…6 им по диаметру) электрод должен оставаться на одной точке не более 7 секунд (во избежание прожога стенки). Затем следует прервать заварку, выводя кратер на наплавленный металл. Последующий шов можно накладывать после остывания наплавленного металла шва и удаления валика.

5.12. Коррозионные повреждения завариваются с усилением 1,5…2,0 мм с таким расчетом, чтобы края наплавленного металла заходили за края повреждения не более чем <…3 мм. Если усиление превышает 2 мм, то оно снимается до допустимого уровня шлифовальной машиной.

 

6. ПРИВАРКА НАКЛАДНЫХ УСИЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ

6.1. Приварка накладных усилительных элементов включает в себя два этапа — подготовительный (монтаж элемента) и сварку.

6.2. Подготовительные работы.

6.2.1. Усилительные элементы типа заплат должны быть вытянуты по окружности трубы или круглые. Размер заплаты (без технологических сегментов) вдоль трубы "а" допускается в пределах:

100 мм £ "а" £ 150 мм.

Радиус закругления заплат r должен быть равен 0,5 а.

6.2.2. Допускается использование заплат с размерами больше указанных в п. 6.2.1. При этом должны применяться технологические сегменты. Технологические сегменты должны устанавливаться на нефтепроводе и охватывать заплату по периметру. Схема монтажа заплаты с технологическими сегментами показана на рис. 1.

 

 

6.2.3. Длина муфты без технологических колец допускается в диапазоне:

150 мм £ "а" £ 300 мм.

6.2.4. При длине муфты более 300 мм и диаметре трубопровода более 377 мм должны быть использованы технологические кольца (рис. 2).

6.2.5. Длина технологических колец должна составлять 0.2 Двн (Двн — внутренний диаметр).

6.2.6. Заплаты, муфты, технологические сегменты и кольца должны быть изготовлены из трубы, механические свойства, химический состав и толщина стенки которой такие же, как у ремонтируемого участка трубопровода.

6.2.7. Размеры заплат и муфт должны быть таковы, чтобы перекрыть место повреждения стенки трубы не менее 20 мм по периметру.

6.2.8. Муфты, технологические кольца и сегменты изготавливается из двух половин. Зазор между кромками при сборке муфты, колец и сегментов должен быть равномерным по всему продольному направлению и лежать в интервале 2…3.5 мм.

6.2.9. Для получения требуемого зазора между кромками при сборке муфты, кольца или сегмента допускается приварка сборочных скоб.

6.2.10. Продольные кромки муфт, колец, сегментов должны быть обработаны под несимметричную V-образную разделку (рис. 2). Рекомендуется делать выборку под металлическую прокладку толщиной 1…2 мм или стеклоткань шириной 100-I50 мм. При выполнении сварного шва вдоль боковой образующей трубопровода нижнюю кромку можно сделать без скоса.

6.2.11. Все кромки заплат, а также поперечные кромки муфт, привариваемых без технологических колец, должны быть обработаны под углом a = 45…90 0 без притупления. Наибольшая прочность достигается при a = 45 0 (рис. 3).

6.2.12. Поперечине кромки муфт с технологическими кольцами, а также одна из кромок технологических колец должны быть подготовлены под сварку под углом 40…50° без притупления (рис. 2).

6.2.13. Муфта, кольца, заплаты и сегменты должны плотно прилегать к наружной поверхности трубы.

6.2.14. Непосредственно перед сваркой кромки заплат и муфт прилегающие к ним внутренние м наружные поверхности должны быть зачищены на ширину не менее 10 мм. Участки поверхности трубы, прилегающие к кромкам заплат и муфт, шириной не менее четырех толщин стенки трубопровода также должны быть очищены до металлического блеска.

6.2.15. Участки поверхности трубы под заплатой и муфтой должны быть очищены от ржавчины. Места коррозионных разрушений металла труб должны быть заполнены материалом, предотвращающим дальнейшую коррозию.

6.2.16. Непосредственно перед сваркой по периметру шва заплаты и муфты ультразвуковым толщиномером должна быть определена толщина стенки трубы.

6.2.17. Заплату и технологические кольца устанавливают на поверхность трубы, стягивают до получения необходимого зазора и удерживают с помощью сборочных скоб или центратора.

6.2.18. Муфты собирают путем стягивания полумуфт при помощи сборочных скоб или наружного центратора до получения минимально допустимого зазора. Полумуфты с приваренными сборочными скобами стягиваются болтами или шпильками, пропущенными в отверстия скобы.

6.2.19. Технологические кольца следует собирать аналогично сборке муфт. Скошенная кромка кольца должна быть обращена к муфте. Зазор между муфтой и технологическим кольцом или заплатой и технологическими сегментами должен быть в пределах 4…6 мм.

6.2.20. Продольные швы муфты, технологических сегментов, колец и нефтепровода должны быть смещены относительно друг друга не менее 100 мм.

6.2.21. Приварка продольных швов муфты, колец и сегментов к стенке нефтепровода не допускается.

6.2.22. Схема монтажа и сборки муфты с технологическими кольцами показана на рис. 2.

6.2.23. На месте сборки продольных швов должна быть подложена пластина толщиной 1…2 мм или стеклоткань шириной 100-150 мм.

6.3. Сварочные работы.

6.3.1. Все сварные швы при приварке усилительных элементов выполняются в соответствии с требованиями пунктов 5.5-5.8.

6.3.2. Заплаты без технологических сегментов приваривается угловыми швами, имевшими форму неравнобедренного треугольника с основанием не менее 1,5 толщины заплаты.

Переход от шва к поверхности трубы должен быть плавный и образовать угол b ³ 150 0 (рис. 3). Муфты без технологических колец привариваются аналогично.

6.3.3. Продольный и поперечный сварные швы муфты и технологических колец, а также круговой шов заплаты и технологических сегментов должны перекрывать основной метал в каждую сторону от шва на 2…3.5 мм и иметь усиление высотой 1…2 мм с плавным переходом к основному металлу. Если усиление больше 2 мм, то оно снимается до необходимого уровня шлифовкой.

6.3.4. С целью улучшения качества сварного шва начало и конец каждого слоя следует смещать по периметру заплаты и муфты.

6.3.5. При сварке угловых швов кратер следует выводить на металл заплаты или муфты с последующей его заваркой и зачисткой.

6.3.6. Перед каждым последующим зажиганием сварочной дуги, а также перед наложением последующих швов необходимо удалять шлак, брызги наплавленного металла.

6.4. Укрепляющая накладка тройника (отвода) должна привариваться к стенке трубопровода аналогично приварив муфты с технологическими кольцами.

 

 

7. ВВАРКА КАТУШКИ, ЗАМЕНА ТРУБ И ПЛЕТЕЙ

7.1. Врезка катушек, замена труб и плетей производится в случаях, регламентированных в пункте 4.8.

7.2. Технология врезки катушек, замены труб и плетей соответствует нормативному документу /24/.

7.3. Катушка вырезается из трубы, аналогичной по химическому составу и механическим свойствам.

7.4. Ввариваемые катушки, трубы, плети должны иметь V-образные стандартные кромки (угол раскрытия кромок 60 °, притупление 1,5…2,0 мм).

7.5. Сварку корневого слоя необходимо выполнять электродами диаметром 3 мм с основным покрытием.

7.6. Продольные и кольцевые швы и порядок выполнения этих швов также соответствуют требованиям раздела 6.

7.7. Во время ремонтных работ не рекомендуется прерывать сварку до окончания выполнения корневого и первого заполняющего слоев шва.

7.8. Величина технологического зазора при вварке катушек труб, плетей в зависимости от толщины стенки трубы должна соответствовать:

 

толщина стенки трубы, мм

до 8

8…10

11

величина зазора, мм

 

 

8. ПРИВАРКА КАТОДНЫХ ВЫВОДОВ

8.1. Катодные вывода, которые были повреждены в процессе ремонта трубопровода и в процессе других работ, должны быть приварены к стенке трубопровода. Не рекомендуется катодные выводы устанавливать на сварных швах.

8.2. Катодный вывод изготавливается из малоуглеродистой проволоки (марки
Св-03, Св-08А по ГОСТ 2246-70) или из стали 10 диаметром 4…12 мм. Катодный вывод изготавливается из малоуглеродистой проволоки (марки

8.3. Элемент и место его приварки зачищают на длину не менее 150 мм и приваривают на длине не менее 50 мм угловыми швами с двух сторон катодного вывода. Катет шва должен равняться диаметру элемента.

8.4. Допускается присоединение катодных выводов при помощи переходной пластины.

8.5. Переходная пластина размером 50х16, 5х10 мм, к которой приваривают катодный вывод, должна изготавливаться из металла трубы.

8.6. Переходная пластина и место присоединения проволоки должны быть очищены до металлического блеска.

8.7. Сварка должна проводиться только в нижнем положении сварного шва.

8.8. Зажигание сварочной дуги должно проводиться на переходной пластине или клинообразной выводной планке.

 

 

9. ОСОБЕННОСТИ СВАРОЧНЫХ РАБОТ НА ТРУБОПРОВОДАХ, ПРОЛОЖЕННЫХ НА ТЕРРИТОРИИ НПС (ЛПДС), РЕЗЕРВУАРНЫХ ПАРКОВ

9.1. Запрещаются сварочные работы на продуктопроводах под давлением, проходящих на территории НПС (ЛПДС).

9.2. Сварочные работы на нефтепроводах, проложенных на территории НПС (ЛПДС), резервуарных парков, должны проводиться согласно требованиям "Правил пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов" ППБО-122-81 (Миннефтепром, ВНИИТБ, I981) /7/.

9.3. Перед началом работ на технологических и магистральных нефтепроводах место работ (открытая траншея) должно быть проветрено и проведен анализ воздуха для определения возможности ведения сварочных работ.

9.4. Разрешение на проведение сварочных работ на трубопроводах, проложенных на территории НПС (ЛПДС), резервуарных парков, должно бить оформлено в соответствии с требованиями указанных выше правил /7/.

9.5. Сварочные работы на нефтепроводах под давлением разрешается проводить не ближе 20 м от насосных по перекачке нефти, резервуарных парков и отдельно стоящих резервуаров с нефтью, от канализационных колодцев и стоков, гидравлических устройств, узлов и задвижек.

9.6. Если в резервуарных парках проводятся операции по наполнению резервуаров нефтью, сварочные работы должны проводиться на расстоянии, принимаемом в соответствии с табл. 9.1. За минимально допустимое расстояние от стенки резервуара при котором разрешается вести заварку коррозионных язв на нефтепроводах под давление, следует принимать 24 м. Если расстояние от заполняемого резервуара до места ведения сварочных работ меньше расстояния, указанного в таблице, то перед производством работ заполнение резервуара следует прекратить.

Сварочные агрегаты должны устанавливаться с наружной стороны обвалования на расстоянии не менее 20 м от обвалования резервуаров с нефтью:

50 м — от открытых нефтеловушек;

100 м — от эстакад во время слива и налива нефти и

50 м, когда эти операции не производятся.

 

Таблица 9.1

Минимальные расстояния от стенки вертикальных наземных резервуаров при их заполнении нефтью до места ведения сварочных работ

Производительность закачки резервуаров,

м3

7000

6000

5000

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

900

800

700

600

500

400

300

Минимальное

расстояние, м

503

433

360

288

250

216

180

143

107

72

64

58

49

44

37

30

24

 

Примечание. Приведенные в таблице расстояния соответствуют скорости ветра на высоте 10 м, равной 1 м/с. Если скорость ветра больше 1 м/с, то данные таблицы (минимальное расстояние) необходимо разделить на коэффициент, численно равный скорости ветра. При скорости ветра менее 1 м/с сварочные работы на территории резервуарного парка допускается проводить только при отсутствии заполнения резервуаров.

 

 

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *