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, аварий.

Причины, 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 человеком.

Недостатки 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 факторов.

Таблица 4.

1.Фрейм.

Класс тяж.

последствий.

Тяжесть последствий.

Опасные ситуации.

Производственные факторы.

АДЙСФУШ, ЩNЦ+1 234 567 891 011 121.

Катастрофич. отказ++++2Критич. отказ++3Некритич. отказ++++4Отказ с пренебрежимо малыми последствиями+++++4.5 Формирование матрицы.

Таблица 4.2 Матрица двузначной логики.

Номера причин.

ФакторыΣАДЙСФУШ, ЩNЦ+11 110 000 101 041 311 638 389 487 405 975 511 446 188 324 698 869 333 173 796 625 580 526 246 750 992 204 768 942 751 744.

Таблица 4.3Матрица образов.

Номера причин.

ФакторыΣ111 318 212 337 381 107 873 407 880 102 085 540 252 515 355 805 848 248 712 841 061 943 272 288 742 574 915 584.

По результатам перемножения двух матриц получили:

Таблица 4.4 Выбор причины.

ПричинаРезультат114*5=20 135*4=201 810*7=70 213*5=15 231*6=6374*2=8385*5=204.

6. Вывод из главы.

Основной 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 актам.

Производственные 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 трубопроводов.

Капитальные 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, где.

КВсмр — 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 составит.

Гдедополнительный годовой грузооборот, рассчитываемый как-дополнительный годовой объем перекачки, т;

— средняя дальность перекачки тонны конденсата, км5.

3. Калькулирование годовых эксплуатационных (текущих) расходов и себестоимости 100 т 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 трубопровода.

Расчет 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:

где.

Зм — 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 выражениюгдеΔЗМудельная 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 составятΔТмлнткмудельная 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 ткмудельная 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;ΔQгазудельная величина потребности в газе, тыс.

м 3/млнткм; ∑Р-дополнительный годовой грузооборот, тыс. ткм; Qгазгодовой расход газа, тыс. м 3Цгазцена тыс. м 3 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:∑Qээудельная 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; Qтэгодовой 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 выражениюгде.

ЗПМсреднемесячная 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 выражениюгде.

ЗфОХ — 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 выражениюгде.

НА — 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 гдеΔЗторудельные 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 затрат.

ФормулаРезультат.

Единица измерения1. Материальные затраты:ΣЗМ=ЗМ+Зт+Зн+Згазтыс.

руб.Затраты на материалы.

ЗМ=ΔЗМ· ΣР/1000тыс.

руб.Затраты на топливо.

ЗТ=Т· Цттыс.

руб.Годовой расход топлива.

Т=ΔТмлн ткм· ΣР/10т.Затраты на нефть.

ЗН=Н· ЦНтыс.

руб.Годовое потребление нефти.

Н=ΔНмлнткм· ΣР/1034,31 т.Затраты на газ.

Згаз=Qгаз· Цгазтыс.

руб.Годовое потребление газаQгаз=ΔQгаз ΣР/1048,761 000 м³.

2. Затраты на энергию (покупную):ΣЗэн.=Зээ.+Зтэтыс.

руб.Затраты на электроэнергию.

Зээ.=Qээ.· Тээ.тыс.

руб.Годовое потребление электроэнергииQээ.=ΔQээ.· ΣР/10тыс.

кВт-час.

Затраты на тепловую энергию.

Зтэ=Qтэ· Ттэтыс.

руб.Годовое потребление тепловой энергииQтэ=ΔQтэ· ΣР/10 296,18Гкал.

3. Затрата на оплату труда эксплуатационно-обслуживающих рабочих.

Зфот=ЗПм· КЭР· ΣР· 12/10тыс. руб4. Начисления ЕСНЗЕСН=Зфот· СНЕСН·0,01 тыс. руб.

5. Амортизационные отчисления.

ЗА=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 0,01 тыс. руб.

8. Прочие затраты ΣЗпроч=ΔЗпроч (ΣЗМ+ Зэн.+Зфот+ЗД+Зтор)· 0,01тыс.

руб. Годовые эксплуатационные затраты:+8004+++++= = 28 431,03 тыс.

руб.Таблица 5.2 Общая величина годовых эксплуатационных затрат.

Статья затрат Условное обозначение.

Значение (тыс.

руб.)1.Материальные затратыΣЗм1753,822.Затраты на энергию (покупную)ΣЗэ6605,53.Затраты на оплату труда эксплуатационно-обслуживающих рабочих.

Зфот80 044.

Начисления ЕСНЗесн2081,045.Амортизацию ОПФЗа57 446.

Затраты на техническое обслуживание и ремонт ОПФΣЗтор17 957.

Затраты на техническую диагностику ОПФЗд574,48. Прочие затратыΣЗпроч.

1873,27ИтогоΣЗгод28 431,03Себестоимость 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 ΣPдополнительная годовая транспортная работа, тыс. ткм;Lт — средняя дальность перекачки тонны конденсата, км.

Таблица 5.

3.Структура себестоимости транспортировки конденсата.

Статья затрат Величина.

Структура, %S, руб/100ткмS, руб/100тонн1.Материальные затраты0,9740,796,172.Затраты на энергию (покупную).

3,66 153,6223,233.Затраты на оплату труда эксплуатационно-обслуживающих рабочих4,43 186,1428,154.Отчисления ЕСН1,1548,407,325.Амортизация ОПФ3,18 133,5820,206.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=661,19 100в) 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"№Показатель.

Условное обозначение.

ЗначениеЕдиница измерения.

Величина1Коэффициент пересчета валют 30,002Интервал планирования дней3603.

Срок жизни проекта лет 204Дополнительный годовой грузооборотΣРтысткм/год1 806 006.

Выручка 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 труда.

Зфоттысруб8004 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 затратыΣКВ143 600 Средняя норма годовой амортизации.

Нa%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 дисконтирования.

Енверх.

таблица 10,0 нижн. таблица12,0 В 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 проекта.

Таблица 5.

6. Основные итоговые данные эффективности проекта по программе «Alt-Invest-Prime"№Показатель.

Условное обозначение.

ЗначениеЕдиница измерения.

ВеличинаДля индекса дисконтирования Ен =10,0%1Простой срок окупаемости.

Ток плет8,32Чистый поток денежных средств нарастающим итогом ЧДтыс руб.

Внутренняя норма доходности.

ВНД%12,64Рентабельность инвестиций.

Ри%16,65Дисконтированный чистый поток денежных средств нарастающим итогом ЧДДтыс руб.

Дисконтированный срок окупаемости.

Ток дгод14,7Для индекса дисконтирования Ен =12,0%1Простой срок окупаемости.

Ток плет8,32Чистый поток денежных средств нарастающим итогом ЧДтыс руб.

Внутренняя норма доходности.

ВНД%12,64Рентабельность инвестиций.

Ри%3,45Дисконтированный чистый поток денежных средств ЧДДтыс руб.

Дисконтированный срок окупаемости.

Ток дгод19,35.

5. Выводы из экономической части.

На 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 = 18 767 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.

Заключение

.

С точки зрения экономичности и эффективности транспортировки любого сырья самым эффективным методом является трубопроводный транспорт. На сегодняшний день протяженность системы трубопроводов Российской Федерации насчитывает порядка 16 240 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 литературы.

Бабин 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. Сам.

ГТУ, 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 130 501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» очной и заочной форм обучения. Самара. Сам ГТУ.

Прохоренко А.А., Кузнецов В. Д. Организация и управление производством (нефтегазовым). Учебное пособие. — Самара: Сам.

ГТУ, 2009.

Пушников 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. &# 171;Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов". / ОАО «Газпром». — М.: ИРЦ Газпром, 2001. ВСН 004−88. &# 171;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. &# 171;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., H urd R. М., Hakerman N. J. E lectrochem. S oc 2009.

v. 112. Banerjec S. N., G uha B. R. — J. I ndianChem. S oc, 2008, v.

56, № 9, p. 880—884. № 2, p. 138; 2010, v. 112, № 2, p.

144.Desai М. N., S hah G. V., P andyaМ. М.

— I n: 5th Eur. S ymp. C orros. I nhibit., Ferrara, 2010, v.

2, p. 397—403.Riggs O. L., E very R. L. &# 171;Corrosion", 2011, v.

18, № 7. p. 262t. Trabanelly C, Carassiti V. &# 171;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.