Исследование экспериментального применения газового пожаротушения на резервуаре с купольной крышей 1 В. К. Тян, М. Р. Терегулов, 2 П. А. Комаров, А. В. Жаринов 1 Самгту, г. Самара, Россия 2 ОАО «Гипротрубопровод»


НазваниеИсследование экспериментального применения газового пожаротушения на резервуаре с купольной крышей 1 В. К. Тян, М. Р. Терегулов, 2 П. А. Комаров, А. В. Жаринов 1 Самгту, г. Самара, Россия 2 ОАО «Гипротрубопровод»
страница1/5
ТипИсследование
filling-form.ru > Туризм > Исследование
  1   2   3   4   5

Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ


Исследование экспериментального применения газового пожаротушения на резервуаре с купольной крышей
1 В.К. Тян, М.Р. Терегулов, 2П.А. Комаров, А.В. Жаринов
1СамГТУ, г. Самара, Россия

2ОАО «Гипротрубопровод», филиал «Самаргипротрубопровод»,

г. Самара, Россия
В настоящее время продвижение центров добычи и транспортировки нефти в места с менее развитой инфраструктурой, заставляют компании, занимающиеся добычей и транспортировкой нефти, уделять повышенное внимание к качеству мероприятий по предупреждению и тушению техногенных пожаров.

В частности, тушение пожаров на вертикальных стальных резервуарах для нефти любой конструкции затруднено, вследствие чего они нередко наносят особенно большой ущерб. Так, по данным, опубликованным в США, пожар на бензиновом резервуаре с плавающей крышей, возникший от удара молнии и длившийся три дня, нанес ущерб около 400 тыс. долл.; в резервуарном парке НПЗ фирмы «Шелл» в штате Калифорния в результате переполнения резервуара с бензином или разрыва трубопровода, подающего бензин в резервуар, от огневого нагревателя возник пожар, который продолжался 7,5 часов и нанес ущерб 400 тыс. долл. [1]. По данным, опубликованным в России, пожар с дальнейшим взрывом, продолжавшийся сутки в резервуарном парке ЛПДС «Конда», возникший в результате попадания грозового разряда в резервуар, и дальнейшее его распространение через газоуравнительную систему, привел к 3-м человеческим жертвам и потере 4-х емкостей объёмом 20000 м3 [2].; пожар резервуара РВСП-5000 на нефтебазе около г. Ангарска, продолжавшийся более 2-х суток, из-за нехватки пенообразователя, воды и отсутствия подъездных путей.

Таким образом, в условиях отдалённой и труднопроходимой местности с невозможностью быстрого пополнения запасов средств пенотушения, используемых в настоящее время для автоматического тушения резервуаров для нефти и нефтепродуктов, внедряют системы автоматического газового пожаротушения (АУГП) на базе изотермического модуля для жидкой двуокиси углеводорода (МИЖУ). Результаты положительных практических опытов применения автоматических установок пожаротушения на натурных испытаниях подтвердили принципиальную возможность их применения на вертикальных стальных резервуарах [3].

Однако, проведённое пробное испытание системы газового пожаротушения на выведенном из эксплуатации резервуаре РВСП-20000 №17 ЛПДС «Южный Балык», показало наличие вакуумметрического и избыточного давлений в резервуаре [4]. Также в резервуаре наблюдалось резкое падение температуры, связанное с мгновенным расширением жидкой фазы углекислоты в свободную полость надпонтонного пространства резервуара. Результатом эксперимента явилось повреждение поплавкового понтона, установленного на стойках на днище резервуара.

Эпюра распределения давлений при натурном эксперименте на резервуаре РВСП-20000 №17 ЛПДС «Южный Балык» представлена на рис. 1[4].



Рис.1 Эпюра распределения давлений при натурном эсперименте на резервуаре РВСП-20000 №17 ЛПДС «Южный Балык»
Работы и методики, опубликованные по данному вопросу [2, 3] не позволяют описать процессы, проходящие в ёмкости при применении газового тушения, а также их воздействие на конструкцию самой ёмкости.

Для описания проведённого натурного эксперимента на выведенном из эксплуатации резервуаре РВСП-20000 №17 ЛПДС «Южный Балык», был использован численный метод модуля CFX в программном пакете ANSYS. В задаче рассматривалось моделирование подачи газообразной фазы углекислоты в надпонтонное пространство резервуара с вентиляционными патрубками. Ввиду короткого промежутка времени подачи (согласно эксперимента подача осуществлялась – 81 сек.) моделирование производилось на 18 и 43 секундах подачи газообразной фазы углекислоты, при положении понтона на стойках, температура внутри резервуара принималась -32°С (согласно проведения натурного испытания).

Расчетной моделью являлась область газового пространства внутри резервуара РВСП-20000 без учета подпонтонного пространства (высота стенки равна 9,94 м). Конечно-элементная модель получена средствами препроцессора ANSYS с последующим импортом в модуль СFX. Газовое пространство смоделировано тетра- и кубическими элементами.

В связи с равномерным расположением вентиляционных патрубков и патрубков ГПТ (14 шт.) был создан сектор резервуара с раствором угла 360/14 градусов.

Результаты численного моделирования представлены в таблице 1.
Таблица 1. Результаты численного моделирования

Налив резервуара, м

Температура внутри резервуара, °С

Значение вакуума

на 18 сек. подачи углекислоты, Па

Значение избыточного давления на 43 сек. подачи углекислоты, Па

Результат натурного эксперимента. Понтон на стойках, температура воздуха в резервуаре: -32°С

680

1090

Результат моделирования. Понтон на стойках, температура воздуха в резервуаре: -32°С

650

1020


На рисунках 2 и 3 представлены эпюры распределения давления внутри резервуара на 18 и 43 сек. подачи СО2.



Рис. 2. Эпюра распределения давления внутри резервуара на 18 сек. подачи СО2.
прямоугольник 1
Рис. 3. Эпюра распределения давления внутри резервуара на 43 сек. подачи СО2.
По итогам сравнения данным натурного эксперимента и численного моделирования процесс поступления углекислоты в резервуар можно описать следующим образом. После начала подачи в полость резервуара сжиженной углекислоты, в объёме и при температуре, соответствующей экспериментальным данным, в резервуаре возникает ненормативное вакуумметрическое давление, вследствие фазового превращения жидкой составляющей углекислоты в газообразное, при этом происходит интенсивное охлаждение полости резервуара, следовательно, в объёме резко падает температура и давление, возникает ненормативное вакуумметрическое давление. При понижении давления в полость резервуара начинает активно поступать более теплый воздух из вентиляционных патрубков на крыше, одновременно в резервуар продолжается интенсивное поступление углекислоты. Далее во внутренней полости резервуара наблюдается резкий рост избыточного давления, которое со временем опускается до атмосферного. Итогом зафиксированных скачков давлений в выведенном из эксплуатации резервуаре, явилось разрушение алюминиевого понтона, установленного на стойках.

В результате проведённого численного моделирования опыта применения системы газового пожаротушения на выведенном из эксплуатации резервуаре объёмом 20000 м3, представлено описание процесса возникновения ненормативного вакуумметрического давления во внутренней полости резервуара. Согласно действующей нормативной документации в резервуаре типа РВСП (с понтоном) при применении системы газового пожаротушения допустимое вакуумметрическое давление составляет не более 0,25 кПа [5]. По разрешенным на сегодняшний день методикам расчета резервуаров на прочность и устойчивость избыточное давление разгружает меридиональное напряжение в стенке от собственного веса стенки, снегового покрова и веса металлоконструкций на крыше резервуара. В то же время, наличие ненормативного значения вакуума грозит потерей устойчивости стенки, выходу из строя технологического оборудования и должно быть учтено при проектировании автоматики пожаротушения от рисков ложного срабатывания и при расчётах конструкции стенки резервуара.
Библиографический список


  1. Волков О.М. Пожарная безопасность резервуаров с нефтепродуктами, 1984, 153 с.

  2. Описание пожара в резервуарном парке ЛПДС «Конда» 22 августа 2009 года. Электронный ресурс: http://csu-konda.

  3. Шарапов С.В., Боблак В.А. Экспериментальные исследования по применению жидкой двуокиси углерода для тушения пожаров в резервуарных парках хранения нефти и нефтепродуктов. // Проблемы управления рисками в техносфере (научно-аналитический журнал). № 2, 2012 г.

  4. Акт комплексного испытания автоматической установки газового пожаротушения на основе резервуара с жидкой двуокисью углерода, установленной на резервуаре РВСП 20000 м3.

  5. РД-23.020.00-КТН-018-14 Резервуары стальные вертикальные для хранения нефти и нефтепродуктов объёмом 1000-50000 м3. Нормы проектирования. ОАО «АК «Транснефть, 2013 г.


УДК 622.692.23-034.14
предупреждение образования и очиСТка от АСПВ магистральных и технологических трубопроводов с применением магнитного активатора (депарафинизатора)
1М.Р. Терегулов , 2А.В. Жаринов
1СамГТУ, г. Самара, Россия

2ОАО «Гипротрубопровод», филиал «Самарагипротрубопровод»,

г. Самара, Россия
Работа посвящена проблеме повышения эффективности эксплуатации магистральных и технологических нефтепроводов, осложнённых парафиноотложением. По опыту эксплуатации магистральных нефтепроводов, наряду с проблемами диагностики эффективности технологических режимов, и возникновением нестационарных режимов, эксплуатационный персонал сталкивается с проблемами отложений асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ) на стенке трубы, что приводит к снижению эффективности работы насосных установок и производительности трубопроводной системы в целом, особенно магистральных нефтепроводов, осложнённых парафиноотложением.

Повышение эффективности эксплуатации магистральных и технологических нефтепроводов, главным образом, заключается в уменьшении перерасхода электроэнергии, потребляемой насосными установками. Перерасход электроэнергии обусловлен рядом факторов: это и работа насосов вне оптимальных режимов, частые переключения и техническое состояние агрегатов, внутритрубные отложения смол, парафинов, ила, песка и гра­та, что уменьшает пропускную способность трубопроводов. Твердые отложения в трубах и резер­вуарах обычно называются парафиновыми, под­разумевая, что в их составе преобладают парафи­ны, асфальтены, смолы и связанная нефть, что не исключает песок, грат, ил и различные соли.

Линейную часть магистральных трубопро­водов чаще всего чистят скребками. Для очист­ки скважин большее распространение получи­ли термические методы очистки, гидроудар или промывка растворителями. В резервуарах – гидроразмыв, пропаривание и механическая зачистка. И только очистка обвязки насосных станций (НПС) остается технологической проблемой. Коммуникации насосных станций обладают рядом конструктивных особенностей (варьирование диаметрами труб, повороты, задвижки, тупиковые участки и др.), при сравнительно малой длине трубопроводов. Это ограничивает применение большинства известных методов.

В данной работе рассмотрен способ предупреждения парафинообразования методом магнитной активации, получившего широкое распространение на нефтепромыслах [2-4].

Рассмотрим процесс образования отложений, в частности парафина, более детально с точки зрения воздействия данного фактора на эксплуатацию нефтепровода.

В процессе эксплуатации внутренняя полость МН постепенно засоряется парафиновыми отложениями и механическими примесями. В некоторых случаях в повышенных участках могут скапливаться пары нефти. Наличие скоплений приводит к повышению гидравлического сопротивления и, как следствие, к снижению экономичности работы МН. Кроме того, это отражается на точности прогнозных расчетов режима работы нефтепровода [5]. Присутствие в составе нефти парафина в процентных долях ускоряет процесс засорения нефтепровода, особенно осложнённых присутствием асфальто-смоло-парафиновых веществ. При температурах в среднем 25-35˚С и выше парафин растворен в нефти и не оказывает существенного влияния на ее транспорт. При более низких температурах, при температурах ниже температуры начала кристаллизации (THK) парафин выделяется в виде кристаллов, которые при определенных условиях могут отложиться на стенках трубопровода. Плотность отложений зависит от состава нефти, скорости ее течения в трубопроводе и температуры нефти и грунта Т0 (температура грунта на глубине заложения оси трубопровода). Считается, что благоприятными условиями для образования парафиновых отложений являются малая вязкость нефти, меньше 0,2 Ст., и оптимальный диапазон изменения температуры в нефтепроводе - THK>T>T0. Большое влияние на процесс образования отложений оказывает скорость течения нефти. При отсутствии течения отложения практически не образуются или образуются рыхлые и непрочные, легко смываемые при начале движения нефти. По мере увеличения скорости возрастает интенсивность образования отложений, достигая максимума при скорости υmax. Дальнейшее увеличение скорости приводит к снижению интенсивности образования отложений и при скорости υ0 образование отложений прекращается.

Образующиеся на стенках труб отложения только на 40-60% состоят из парафинов, оставшаяся часть представлена другими компонентами, приблизительно пропорционально их содержанию в нефти. Прочность отложений зависит от состава парафинов в нефти, чем выше их температура плавления, тем больше прочность отложений.

Процесс образования отложений можно представить следующим образом. При снижении температуры нефти в трубопроводе ниже THK из нефти начинают выделяться кристаллы парафина. Часть из них тем или иным способом отлагаются на стенках труб. В начале трубопровода снижение температуры нефти происходит быстро, и интенсивность выделения парафина превышает интенсивность его осаждения, что приводит к нарастанию количества кристаллов в потоке. При движении нефти по трубопроводу скорость снижения температуры уменьшается, и в определенной точке интенсивность выделения, и отложения парафина сравниваются. Этой точке будет соответствовать максимальная толщина отложений. На остальной части трубопровода процесс отложения парафина будет преобладать над его выделением, и толщина отложений будет уменьшаться, стремясь к нулю [5] .

Годовой расход электроэнергии во многом зависит от оптимальности регулирования работы МН. Периодическая очистка увеличивает затраты на обслуживание МН и сокращает затраты электроэнергии на транспорт нефти.

Максимальный эффект от очистки может быть получен при регулировании отключением насосов, переключением насосов с различными диаметрами рабочих колес и при работе с переменной производительностью. По мере засорения пропускная способность МН постепенно снижается и может стать меньше плановой производительности. Отключением и переключением насосов добиваются незначительного увеличения производительности МН. Продолжительность работы при установленной схеме определяется из условия равенства средней производительности для данного периода - плановой. В результате такого регулирования существует возможность обеспечения работы МН в межочистной период с плановой производительностью при максимальном КПД регулирования [5].

Как уже было сказано выше, на скорость засорения нефтепровода влияет процесс парафиноотложения, для более детального охвата имеющихся в настоящее время способов борьбы с парафиноотложением рассмотрим каждый из них отдельно.

Для решения проблемы парафинизации разработано более десяти различных способов борьбы с отложениями. Все предлагаемые методы можно разделить на две основные группы рис.1.

В группу проведения работ по предупреждению образования отложений и их удалению (рис. 1) входят следующие способы: применение гладких покрытий, химические, физические.

Химические методы базируются на дозировании в продукт химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы [2].

Химические реагенты подразделяются на смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы [3]:

Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости.

Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения.

Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению.

Диспергаторы - химические реагенты, обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, которая уносится потоком нефти, что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб.

Основным существенным недостатком химического метода является высокая стоимость реагентов, а также условий их введения (подогрев, скорость потока и т.п.) и узконаправленность воздействия (например, депрессаторы рекомендуются только для парафиновых нефтей и не являются эффективными для высоковязких нефтей с высоким содержанием асфальто-смолистых веществ) [4].


полотно 67


Рис. 1. Классификация методов борьбы с АСПВ

Методы, относимые к физическим, основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию.

Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб [5].

Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам предупреждение образования отложений. Использование в нефтедобыче магнитных устройств для предотвращения АСПВ началось в пятидесятые годы прошлого века, но из-за малой эффективности широкого распространения не получило. Отсутствовали достаточно долго и стабильно работающие магниты. В последнее время интерес к использованию магнитного поля для воздействия на АСПВ значительно возрос, что связано с появлением на рынке широкого ассортимента высокоэнергетических магнитов на основе редкоземельных материалов. В настоящее время около 30 различных организаций предлагает магнитные депарафинизаторы [6-9].


В группу проведения работ по очистке и удалению образовавшихся отложений (рис. 1) входят тепловые, механические и химические способы. Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 50°С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла (печи, тепловые, индукционные и т.п.) или реагенты при взаимодействии с которыми протекают экзотермические реакции.

Недостатками данных методов являются их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий.

Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является малораспространённым в магистральном транспорте способом, однако, довольно широко - в процессах добычи, хранения и подготовки промысловой нефти. Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения. Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляется эмпирически. Это связано с недостатком информации об их структуре и свойствах и малой изученностью механизма взаимодействия нефтяных дисперсных систем с растворителями.

Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся отложений АСПВ на стенке трубы. Для этой цели разработана целая гамма скребков различной конструкции. Однако использование скребков на технологических трубопроводах технически невозможно.

Применение гладких защитных покрытий из лаков, стекла и эмали, ввиду увеличения стоимости труб не нашел широкого применения в магистральном транспорте нефти и нефтепродуктов, в отличие от промысловых трубопроводов подготовки и сбора.

Принцип действия магнитной активации заключается в следующем. При прохождении нефти между магнитными стержнями активатора под воздействием магнитного поля происходит разрушение ее агрегатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся при концентрации 10-100 мг/т в нефти. В каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц, поэтому разрушение агрегатов приводит к резкому (в 100-1000 раз) увеличению концентрации центров кристаллизации парафинов. В результате разрушения агрегатов кристаллы парафина выпадают в виде тонкодисперсной, объемной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних размеров выпавших совместно со смолами и асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина.

С физической точки зрения механизм воздействия магнитной обработки выглядит следующим образом, см. рис. 3. Если некоторый объем жидкости V перемещать вдоль расположенных определенным образом постоянных магнитов (например, вдоль оси х), то на содержащиеся в ней ферромагнитные частицы механических примесей будут действовать силы тяжести G и сопротивления обтеканию W, "архимедова" сила R и сила, действующая со стороны магнитного поля F. Если создать условия, при которых результирующая сила Р1,2 направлена к поверхности магнита, то частицы будут притягиваться к поверхности из жидкости. Осевшие мелкодисперсные частицы также способны притягивать другие ферромагнитные частицы, коагулируя до размеров, обеспечивающих их отрыв потоком жидкости. Коагулированные скопления частиц сохраняются в потоке, вследствие действия сил остаточной намагниченности и проявления связующих свойств веществ, присутствующих в жидкости (например, смол, парафинов и асфальтенов).



Рис. 3. Схема действующих на частицу сил
Устройство магнитного активатора для магнитной обработки нефти представлено на рис. 4.



Рис. 4. Устройство магнитного активатора
Магнитные активаторы используются для борьбы с парафиноотложениями в НКТ добывающих скважин. За 1995-1998 гг. на месторождениях ОАО "Оренбургнефть" было испытано 115 магнитных депарафинизаторов различных конструкций. Только в 1997 г. от использования 57 магнитных активаторов различных конструкций в целом по скважинам ОАО "Оренбургнефть" сократилась обработка горячей нефтью и химреагентами на 274 и механическими скребками на 185. Срок окупаемости магнитных депарафинизаторов в скважинах с небольшим межочистным сроком (до нескольких суток) составляет не более одного месяца [14]. Эффективность магнитной обработки нефти при перекачке на промысловых и магистральных нефтепроводах требует дальнейших исследований на трубопроводах перекачивающих различные сорта нефтей.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК


  1. Катанов Р.Ш., Кутуков С.Е. Технология очистки технологических трубопроводов насосных станций / Р.Ш. Катанов, С.Е. Кутуков // Нефтегазовое дело.- 2006. – том 4, №1. – С. 143-148.;

  2. Шайдаков В.В., Лаптев А.Б., Никитин Р.В. и др. Результаты применения магнитной обработки на скважинах, имеющих осложнения по АСПО и эмульсии // Проблемы нефти и газа: Тезисы докладов. III конгресс нефтегазопромышленников, Секция Н. - Уфа. - 2001, - с. 121-122.

  3. Голонский П.П. Борьба с парафином при добыче нефти. - М.: Гостоптехиздат, 1960. - 88 с.

  4. Карпов Б.В., Воробьев В.П., Казаков В.Т. и др. Предупреждение парафиноотложений при добыче нефти из скважин в осложненных условиях путем применения магнитных устройств // Нефтепромысловое дело. - 1996. - N 12. - С. 17-18.

  5. Зубарев В.Г. Магистральные газонефтепроводы. Учебное пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 1998 – 80 с

  6. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. - М.: Недра, 1986.- 240 с.

  7. Голонский П.П. Борьба с парафином при добыче нефти. - М.: Гостоптехиздат, 1960. - 88 с.

  8. Дегтярёв В.Н. Перекачка высоковязких и застывающих нефтей. Самара: ВК-Транс 2006. 144 с.

  9. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. - 653 с.: ил.

  10. Ковач В.И., Аливанов В.В., Шайдаков В.В. Магнитная активация жидкости как метод защиты от коррозии. // Нефтяное хозяйство - 2002. - №10 - с.

  11. Лесин В.И. Магнитные депарафинизаторы нового поколения /Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. - 2001. - №1. - С. 18-20.

  12. Integrated water magnetic conditioner and filter. - http:/www.sovinservice.ru/mf_2000_eng.html.

  13. Малышев А.Г., Черемисин Н.А., Шевченко Г.В. Выбор оптимальных способов борьбы с парафиноотложением // Нефтяное хозяйство. - 1997. - N 9. - С. 62.-69.

  14. Карпов Б.В., Воробьев В.П., Казаков В.Т. и др. Предупреждение парафиноотложений при добыче нефти из скважин в осложненных условиях путем применения магнитных устройств // Нефтепромысловое дело. - 1996. - N 12. - С. 17-18.

  1   2   3   4   5

Похожие:

Исследование экспериментального применения газового пожаротушения на резервуаре с купольной крышей 1 В. К. Тян, М. Р. Терегулов, 2 П. А. Комаров, А. В. Жаринов 1 Самгту, г. Самара, Россия 2 ОАО «Гипротрубопровод» iconОбщие положения конфиденциальность
Оао «Международный аэропорт «Курумоч», по адресу 443901 Россия, г. Самара, Аэропорт «Самара», а также на привокзальной площади перед...

Исследование экспериментального применения газового пожаротушения на резервуаре с купольной крышей 1 В. К. Тян, М. Р. Терегулов, 2 П. А. Комаров, А. В. Жаринов 1 Самгту, г. Самара, Россия 2 ОАО «Гипротрубопровод» iconИзвещение о проведении открытого запроса предложений на право заключения договора
На оказание услуг по проведению технического обслуживания и ремонта автоматических систем порошкового и газового пожаротушения, пожарной...

Исследование экспериментального применения газового пожаротушения на резервуаре с купольной крышей 1 В. К. Тян, М. Р. Терегулов, 2 П. А. Комаров, А. В. Жаринов 1 Самгту, г. Самара, Россия 2 ОАО «Гипротрубопровод» iconДоговор Возмездного Оказания услуг по техническому обслуживанию систем...
Возмездного Оказания услуг по техническому обслуживанию систем автоматического газового пожаротушения

Исследование экспериментального применения газового пожаротушения на резервуаре с купольной крышей 1 В. К. Тян, М. Р. Терегулов, 2 П. А. Комаров, А. В. Жаринов 1 Самгту, г. Самара, Россия 2 ОАО «Гипротрубопровод» iconПриложение к тз (Рекомендуемое) (образец заполнения) утверждаю
Э, раздел 6 Положения Об организации систематических наблюдений за эксплуатацией производственных зданий, сооружений и территорий...

Исследование экспериментального применения газового пожаротушения на резервуаре с купольной крышей 1 В. К. Тян, М. Р. Терегулов, 2 П. А. Комаров, А. В. Жаринов 1 Самгту, г. Самара, Россия 2 ОАО «Гипротрубопровод» iconОткрытое акционерное общество по газификации и эксплуатации газового...
«01»января 2015 г г. Мурманск Открытое акционерное общество по газификации и эксплуатации газового хозяйства Мурманской области (оао...

Исследование экспериментального применения газового пожаротушения на резервуаре с купольной крышей 1 В. К. Тян, М. Р. Терегулов, 2 П. А. Комаров, А. В. Жаринов 1 Самгту, г. Самара, Россия 2 ОАО «Гипротрубопровод» iconДокументация об открытом запросе цен (запросе котировок) в электронной форме
Зип для автоматической пожарной сигнализации и газового пожаротушения, огнетушителей, пожарных рукавов и пожарной арматуры

Исследование экспериментального применения газового пожаротушения на резервуаре с купольной крышей 1 В. К. Тян, М. Р. Терегулов, 2 П. А. Комаров, А. В. Жаринов 1 Самгту, г. Самара, Россия 2 ОАО «Гипротрубопровод» iconАкционерное общество «институт по проектированию магистральных трубопроводов»...
Проведение квалификационного отбора по видам товаров, работ, услуг (далее ко) осуществляется в соответствии с Положением о закупке...

Исследование экспериментального применения газового пожаротушения на резервуаре с купольной крышей 1 В. К. Тян, М. Р. Терегулов, 2 П. А. Комаров, А. В. Жаринов 1 Самгту, г. Самара, Россия 2 ОАО «Гипротрубопровод» iconЛокальный акт положение о приеме и отчислении учащихся
Самара», Приложением к постановлению Администрации городского округа Самара №58 от 15. 02. 2012г. «Правила приема граждан в муниципальные...

Исследование экспериментального применения газового пожаротушения на резервуаре с купольной крышей 1 В. К. Тян, М. Р. Терегулов, 2 П. А. Комаров, А. В. Жаринов 1 Самгту, г. Самара, Россия 2 ОАО «Гипротрубопровод» iconРешением закупочной комиссии ОАО «оск»
Оао "оск", юридический адрес: 191119, Россия, г. Санкт-Петербург, ул. Марата, д. 90, почтовый адрес: 123242, Россия, г. Москва, ул....

Исследование экспериментального применения газового пожаротушения на резервуаре с купольной крышей 1 В. К. Тян, М. Р. Терегулов, 2 П. А. Комаров, А. В. Жаринов 1 Самгту, г. Самара, Россия 2 ОАО «Гипротрубопровод» iconМосква Актуальные проблемы современной науки гуманитарные науки часть...
Актуальные проблемы современной науки: Труды 14-й Международной конференции -конкурса «Актуальные проблемы современной науки». Гуманитарные...

Вы можете разместить ссылку на наш сайт:


Все бланки и формы на filling-form.ru




При копировании материала укажите ссылку © 2019
контакты
filling-form.ru

Поиск