СИСТЕМА НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ В ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ ИНСТРУКЦИЯ ГАЗОПРОВОДОВ, ПОДВЕРЖЕННЫХ СТРЕСС-КОРРОЗИИ ВРД 39-1.10-033-2001 Открытое акционерное общество «Газпром» Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИГАЗ» (ООО «ВНИИГАЗ») Общество с ограниченной ответственностью « Информационно-рекламный центр газовой промышленности» (ООО «ИРЦ Газпром»)
Москва 2001 ПРЕДИСЛОВИЕ
ВВЕДЕНИЕНастоящая Инструкция устанавливает основные положения по обеспечению безопасности при обследовании газопроводов, подверженных стресс коррозии. Инструкция предназначена для газотранспортных предприятий ОАО «Газпром», а также организаций, выполняющих обследование, ремонт и экспертизу технического состояния газопроводов, подверженных КРН. Инструкцию разработали сотрудники ООО «ВНИИГАЗ» д.т.н. Тухбатуллин Ф.Г., д.т.н. Галиуллин З.Т., к.т.н. Карпов С.В., к.т.н. Королев М.И.
Дата введения 2001-07-31 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ1.1. Цель Инструкции - установить основные положения по обеспечению безопасности при обследовании газопроводов, подверженных стресс-коррозии. 1.2. Область применения - линейная часть газопроводов, подверженных стресс-коррозии. 1.3. В Инструкции стресс-коррозионным дефектом1 условно считают систему стресс-коррозионных трещин, имеющих непрерывную проекцию на продольную образующую. Дефектной областью - один или несколько близлежащих дефектов. 1 - Далее по тексту под термином «дефект» подразумевается стресс-коррозионный дефект. 1.4. Обследования газопроводов выполняют по программам, согласованным с газотранспортным предприятием. 1.5. При обследовании газопроводов следует соблюдать требования безопасности, определенные настоящей Инструкцией, а также «Правилами безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов» и «Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов». В части определения безопасного рабочего давления следует руководствоваться требованиями настоящей Инструкции. 1.6. Работы по обследованию газопроводов относятся к газоопасным и выполняются по наряду-допуску, оформленному в установленном порядке. 1.7. К работам по обследованию газопроводов допускается обученный персонал, прошедший проверку знаний в установленном порядке. Непосредственно перед началом работ весь персонал, участвующий в обследовании газопровода, должен пройти инструктаж по безопасному ведению работ. 1.8. Длина вскрытого участка газопровода при его обследовании в полноразмерных шурфах под давлением не должна превышать 26 метров. При необходимости выполнить обследование участка большей протяженности, давление в газопроводе должно быть снижено до атмосферного. 1.9. Максимальная длина вскрытого участка газопровода, определенная в п. 1.8, должна быть уменьшена при наличии визуальных признаков существенных дополнительных напряжений, деформаций или смещений газопровода. 2. РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПРОВОДОВ ВО ВРЕМЯ ОБСЛЕДОВАНИЯ2.1. При обследовании газопровода с поверхности земли и в шурфах, бурении шпуров и других работах, при которых не допускается воздействие машин и механизмов на трубопровод, при отсутствии сведений о размерах дефектов в газопроводе, безопасное рабочее давление в обследуемом газопроводе определяют по формуле: Рб = Кб1 Рраб, (2.1) Кб1 - коэффициент безопасности, учитывающий возможное изменение напряженного состояние трубопровода при его вскрытии или обследовании, принимаемый в зависимости от длины вскрываемого участка газопровода по таблице 2.1. Таблица 2.1.
Рраб - максимальное рабочее давление, достигнутое в течение одного месяца до проведения обследования. Безопасное давление в соседних нитках многониточных систем газопроводов при отсутствии сведений о размерах имеющихся в них дефектов принимают равным 0,9 от максимального рабочего давления, достигнутого в течение одного месяца до проведения обследования. Давление в соседнем газопроводе не снижают, если по результатам предшествующих обследований ВНИИГАЗом выдано заключение, допускающее его эксплуатацию при проектном давлении. Допускается перед проведением обследования проводить опробование газопроводов на рабочее давление с выдержкой при рабочем давлении в течение 6 часов. После чего, безопасное рабочее давление определяют исходя из давления, созданного в газопроводах при опробовании. 2.2. При известных оценках параметров дефектов безопасное рабочее давление в газопроводе принимают в зависимости от минимального давления разрушения дефектных труб. По результатам пропусков снарядов-дефектоскопов известна длина и оценка максимальной глубины дефектов. По результатам обследования дефектных труб в шурфах локальными неразрушающими методами известна зависимость глубины дефектов от продольной координаты. Интерпретацию данных выполняют с учетом погрешности приборов. 2.3. Безопасное рабочее давление в газопроводе при известных параметрах дефектов во время проведения обследования определяют по формуле: Рб = Кб1 Кб2 Рраз (2.2) где Кб2 - коэффициент безопасности, учитывающий маловероятную возможность того, что фактическое разрушающее давление окажется ниже расчетного из-за аномального снижения прочностных свойств трубы, возникновения существенных непроектных нагрузок и других маловероятных не учитываемых факторов, принимаемый равным 0,9; Рраз - минимальное давление разрушения участка газопровода. 2.4. Минимальное давление разрушения дефектной трубы при известной оценке максимальной глубины и длины отдельного дефекта определяют по формуле: где Рраз - расчетное минимальное давление разрушения трубы с одним дефектом. МПа (кгс/см2); - напряжение течения, принимаемое в зависимости от срока эксплуатации газопровода по таблице 2.2. Таблица 2.2.
- время эксплуатации газопровода до начала обследования; - нормативный предел текучести трубной стали, МПа (кгс/см2); - нормативный предел прочности трубной стали, МПа (кгс/см2); - толщина стенки трубы, мм; - внутренний радиус трубы, мм; Dн - наружный диаметр трубы, мм; Кп - коэффициент, учитывающий конфигурацию стресс-коррозионных дефектов, 0,7; tmax - максимальная глубина стресс-коррозионного дефекта, мм; : Мп - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины Lп Lп - полная длина продольной проекции стресс-коррозионного дефекта Lизм - измеренная длина дефекта, мм; tп - порог чувствительности прибора (снаряда-дефектоскопа), мм; Кдоп - коэффициент, определенный по статистическим данным о конфигурации стресс-коррозионных дефектов, принимаемый в зависимости от отношения порога чувствительности к максимальной глубине дефекта по таблице 2.3 Таблица 2.3
- приращение глубины дефекта с момента измерения его параметров (с момента пропуска снаряда дефектоскопа) до момента обследования при (2.6) при - время от начала эксплуатации газопровода до момента измерения параметров дефекта (пропуска снаряда дефектоскопа), годы; - время от момента измерения параметров дефектов до момента проведения обследования, годы; - скорость изменения глубины дефектов, принимаемая в расчете как минимальная скорость по таблице 2.4. Таблица 2.4.
2.5. Минимальное давление разрушения дефектной трубы при известной оценке максимальной глубины и длины нескольких близлежащих дефектов определяют по формуле:
где Рраз - расчетное минимальное давление разрушения трубы с несколькими дефектами, кгс/мм2; Lдефп - длина п-го дефекта, определенная по формуле (2.5), мм; tmaxn - максимальная глубина п-го дефекта, мм; п - номер дефекта; N - число дефектов в дефектной области. Lnepm - длина т-ой перемычки между дефектами, длина которых определена по формуле (2.5), мм; т - номер перемычки между дефектами; М - число перемычек между дефектами, М = N - 1. Мс - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины дефектной области. , (2.9) - приращение площади потери металла на проекции дефектной области с момента измерения его параметров (с момента пропуска снаряда дефектоскопа) до момента обследования при (2.10) при (2.11) tc.max - максимальная глубина самого глубокого дефекта в пределах рассматриваемой дефектной области. При оценке остаточной прочности трубы с несколькими дефектами расчет производят для каждого дефекта по формулам (2.3-2.7) и для всех комбинаций последовательно расположенных дефектов по формулам (2.8-2.1). При этом минимальным давлением разрушения считают меньшее из полученных значений. 2.6. Минимальное давление разрушения дефектной трубы при известной зависимости глубины дефектной области от продольной координаты определяют по формуле: (2.12) где Рраз - минимальное расчетное давление разрушения дефектной трубы, МПа (кгс/см2); Аэ - площадь потери металла на проекции эффективной части дефектной области на продольную ортогональную плоскость, мм2; А0э - первоначальная (без коррозии) площадь продольного сечения стенки трубы по длине эффективной части дефектной области, ; Lэ - длина эффективной части дефектной области, мм; М3 - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для эффективной части дефектной области , (2.13) - приращение площади потери металла на проекции эффективной части дефектной области с момента измерения ее параметров (с момента предшествующего обследования в шурфах) до момента обследования (мм2) при (2.14) при (2.15) Параметры эффективной части дефектной области определяют по измеренной зависимости ее глубины от продольной координаты. Проекцию дефектной области разбивают на участки, ограниченные точками измерения глубины. В пределах дефектной области может быть выделено конечное число К ее частей, каждая из которых образует непрерывную последовательность таких участков. В результате процедуры, заключающейся в расчете величины для всех возможных частей дефектной области, определяют эффективную часть, для которой выполняется соотношение: (2.16) где - безразмерная величина, характеризующая влияние геометрических параметров k-ой части дефектной области на расчетное давление разрушения трубы; Ак - площадь рассматриваемой части дефектной области , (2.17) k - номер рассматриваемой части дефектной области, k = 1, 2, 3..., К-1, К; К - число возможных вариантов выделения части дефектной области; n1, п2 - номера первого и последнего участков дефектной области в пределах рассматриваемой k-ой части дефектной области, n1 = 1, 2, 3,..., N, п2 - 1,2, 3, ,.., N; N - число участков разбиения продольной проекции дефектной области, N =I - 1; I - число точек измерения глубины дефектной области; Lj - длина j-го участка дефектной области, j = n1, n1 + 1,..., п2 - 1, n2; , (2.18) хi, - продольная координата i точки измерения глубины дефектной области; , (2.19) ti - значение глубины дефектной области в i-ой точке измерения; А0k - первоначальная (без коррозии) площадь продольного сечения стенки трубы, по длине рассматриваемой k-ой части дефектной области (2.20) Мk - коэффициент Фолиаса, рассчитанный для длины рассматриваемой части дефектной области. 2.7. Минимальное давление разрушения участка газопровода принимают равным минимальному значению давления разрушения дефектных труб, находящихся на обследуемом участке, а также на прилегающих к нему участках газопровода длиной 350 м каждый. 2.8. Безопасное рабочее давление в газопроводе должны быть установлено за 1 час до начала обследования. 2.9. Во время проведения обследования не допускается изменение давления в газопроводе более, чем на 1 кгс/см2 в час. При возникновении необходимости изменения давления на большую величину, следует приостановить работы по обследованию, отвести людей на безопасное расстояние (350 метров от оси трубопровода), изменить давление, после чего продолжить обследование не ранее, чем через 30 минут после изменения давления. 2.10. При диагностике газопровода акустическими методами допускается изменение давления в газопроводе на большую величину, по сравнению с указанной в п.2.9, при условии контроля развития дефектов этими методами. 2.11. Безопасное давление в соседних нитках многониточных систем газопроводов определяют в соответствии с изложенными в настоящей Инструкции требованиями, предъявляемыми к обследуемым газопроводам. При этом рассматриваются участки соседних газопроводов, находящиеся на расстоянии не более 350 метров от обследуемого газопровода. 2.12. Расчет допустимого рабочего давления в газопроводе рекомендуется выполнять с использованием компьютерной программы ВНИИГАЗ-ЛИОНЭГ-БД, разработанной с использованием приведенных в настоящей Инструкции зависимостей. 3. ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛЕДОВАНИИ
|
|
Наименование трубопровода |
Уренгой-Центр 1 |
|||||||||||
|
Обозначение дефектной области |
км 1286 (38032,1 м), труба 3502 дефект Н05570 |
|||||||||||
|
Диаметр трубы, мм |
1420 |
|||||||||||
|
Толщина стенки трубы, мм |
15,7 |
|||||||||||
|
Длина вскрываемого участка газопровода, м |
10 |
|||||||||||
|
Нормативный предел текучести металла трубы, кгс/мм2 |
45 |
|||||||||||
|
Нормативный предел прочности металла трубы, кгс/мм2 |
60 |
|||||||||||
|
Время от начала эксплуатации трубы, годы |
11,25 |
|||||||||||
|
Время с момента измерения параметров дефектов, годы |
0,25 |
|||||||||||
|
Порог чувствительности прибора (снаряда-дефектоскопа), мм |
1 |
|||||||||||
|
Параметры дефектной области: |
|
|||||||||||
Номер дефекта |
Номер перемычки |
Измеренная длина дефекта, мм |
Максимальная глубина дефекта, мм |
Измеренная длина перемычки, мм |
Полная длина дефекта, мм |
Длина перемычки, мм |
|
||||||
1 |
|
591 |
6,4 |
|
804 |
|
|
||||||
|
1 |
|
|
|
|
|
|
||||||
2 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
2 |
|
|
|
|
|
|
||||||
3 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
3 |
|
|
|
|
|
|
||||||
4 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
4 |
|
|
|
|
|
|
||||||
5 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
5 |
|
|
|
|
|
|
||||||
6 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
6 |
|
|
|
|
|
|
||||||
7 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
7 |
|
|
|
|
|
|
||||||
8 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
8 |
|
|
|
|
|
|
||||||
9 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
9 |
|
|
|
|
|
|
||||||
10 |
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Номера дефектов в наиболее опасной области:
первый дефект |
1 |
последний дефект |
1 |
Минимальное давление разрушения трубы, кгс/см2 |
85,09 |
Безопасное давление в трубе, кгс/см2 |
68,92 |
Руководитель группы ЦПТЛ |
И.И.Иванов |
Дефектоскопист |
П.П.Петров |
Рис.1. Распечатка листа оценка подпрограммы ОЦЕНКА.
Расчет безопасного давления в трубе
Наименование трубопровода |
Уренгой-Центр 1 |
|||||||
Обозначение дефектной области |
км 1286 (38032,1 м), труба 3502 дефект Н05570 |
|||||||
Диаметр трубы, мм |
1420 |
|||||||
Толщина стенки трубы, мм |
15,7 |
|||||||
Длина вскрываемого участка газопровода, м |
10 |
|||||||
Нормативный предел текучести металла трубы, кгс/мм2 |
45 |
|||||||
Нормативный предел прочности металла трубы, кгс/мм2 |
60 |
|||||||
Время от начала эксплуатации трубы, годы |
11,5 |
|||||||
Время с момента измерения параметров дефектов, годы |
|
|||||||
Минусовая погрешность прибора, мм |
0,5 |
|||||||
Максимальная глубина дефекта в пределах эффективной части, мм |
3,94 |
|||||||
Длина эффективной части дефектной области, мм |
489,6 |
|||||||
Площадь потери металла на проекции эффективной части, мм2 |
816 |
|||||||
Минимальное давление разрушения трубы, кгс/см2 |
104,7 |
|||||||
Безопасное давление в трубе, кгс/см2 |
84,79 |
|||||||
Геометрические параметры дефектов:
Продольная координата, мм |
Измеренная глубина трещин, мм |
Глубина обшей коррозии, мм |
Расчетная глубина, мм |
|
||
0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
|
||
14 |
0,1 |
0,0 |
0,6 |
|
||
29 |
0,1 |
0,0 |
0,6 |
|
||
43 |
0,1 |
0,0 |
0,6 |
|
||
58 |
0,1 |
0,0 |
0,6 |
|
||
72 |
0,2 |
0,0 |
0,7 |
|
||
86 |
0,4 |
0,0 |
0,9 |
|
||
101 |
0,4 |
0,0 |
0,9 |
|
||
115 |
0,3 |
0,0 |
0,8 |
|
||
130 |
0,3 |
0,0 |
0,8 |
|
||
144 |
0,3 |
0,0 |
0,8 |
|
||
158 |
0,5 |
0,0 |
1,0 |
|
||
173 |
0,6 |
0,0 |
1,1 |
|
||
187 |
0,8 |
0,0 |
1,3 |
|
||
202 |
0,7 |
0,0 |
1,2 |
|
||
216 |
0,8 |
0,0 |
1,3 |
|
||
230 |
1,0 |
0,0 |
1,5 |
|
||
245 |
0,9 |
0,0 |
1,4 |
|
||
259 |
0,9 |
0,0 |
1,4 |
|
||
274 |
0,9 |
0,0 |
1,4 |
|
||
288 |
1,0 |
0,0 |
1,5 |
|
||
302 |
1,1 |
0,0 |
1,6 |
|
||
317 |
1,3 |
0,0 |
1,8 |
|
||
331 |
1,0 |
0,0 |
1,5 |
|
||
346 |
1,4 |
0,0 |
1,9 |
|
||
360 |
3,4 |
0,0 |
3,9 |
|
||
374 |
1,9 |
0,0 |
2,4 |
|
||
389 |
2,3 |
0,0 |
2,8 |
|
||
403 |
1,5 |
0,0 |
2,0 |
|
||
418 |
1,0 |
0,0 |
1,5 |
|
||
432 |
1,1 |
0,0 |
1,6 |
|
||
446 |
1,0 |
0,0 |
1,5 |
|
||
461 |
1,1 |
0,0 |
1,6 |
|
||
475 |
0,9 |
0,0 |
1,4 |
|
||
490 |
0,9 |
0,0 |
1,4 |
|
||
504 |
0,9 |
0,0 |
1,4 |
|
||
518 |
0,9 |
0,0 |
1,4 |
|
||
533 |
1,0 |
0,0 |
1,5 |
|
||
547 |
1,0 |
0,0 |
1,5 |
|
||
562 |
0,9 |
0,0 |
1,4 |
|
||
576 |
1,0 |
0,0 |
1,5 |
|
||
590 |
2,8 |
0,0 |
3,3 |
|
||
605 |
1,0 |
0,0 |
1,5 |
|
||
619 |
1,1 |
0,0 |
1,6 |
|
||
634 |
1,0 |
0,0 |
1,5 |
|
||
648 |
0,6 |
0,0 |
1,1 |
|
||
662 |
0,1 |
0,0 |
0,6 |
|
||
677 |
0,1 |
0,0 |
0,6 |
|
||
691 |
0,0 |
0,0 |
0,5 |
|
||
700 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
|
||
|
Руководитель группы ЦПТЛ |
И.И. Иванов |
||||
|
Дефектоскопист |
П.П. Петров |
||||
Рис.2. Распечатка листа расчет подпрограммы РАСЧЕТ.
Рис.3. Распечатка листа рис подпрограммы РАСЧЕТ.
Расчет безопасного давления в трубе
Наименование трубопровода |
Уренгой-Центр 1 |
|||||||
Обозначение дефектной области |
км 1286 (38032,1 м), труба 3502 дефект Н05570 |
|||||||
Диаметр трубы, мм |
1420 |
|||||||
Толщина стенки трубы, мм |
15,7 |
|||||||
Длина вскрываемого участка газопровода, м |
10 |
|||||||
Нормативный предел текучести металла трубы, кгс/мм2 |
45 |
|||||||
Время от начала эксплуатации трубы, годы |
14 |
|||||||
Время с момента измерения параметров дефектов, годы |
|
|||||||
Минусовая погрешность прибора, мм |
0,5 |
|||||||
Максимальная глубина дефекта в пределах эффективной части, мм |
4,02 |
|||||||
Длина эффективной части дефектной области, мм |
400 |
|||||||
Площадь потери металла на проекции эффективной части, мм2 |
979 |
|||||||
Минимальное давление разрушения трубы, кгс/см2 |
101,8 |
|||||||
Безопасное давление в газопроводе, кгс/см2 |
82,43 |
|||||||
Геометрические параметры дефектов:
|
Продольная координата, мм |
Измеренная глубина трещин, мм |
Глубина общей коррозии, мм |
Расчетная глубина, мм |
|
|||
|
0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
|
|||
|
10 |
0,8 |
0,0 |
1,3 |
|
|||
|
20 |
0,9 |
0,0 |
1,4 |
|
|||
|
30 |
0,6 |
0,0 |
1,1 |
|
|||
|
40 |
0,2 |
0,0 |
0,7 |
|
|||
|
50 |
0,3 |
0,0 |
0,8 |
|
|||
|
60 |
0,2 |
0,0 |
0,7 |
|
|||
|
70 |
0,3 |
0,0 |
0,8 |
|
|||
|
80 |
0,2 |
0,0 |
0,7 |
|
|||
|
90 |
0,2 |
0,0 |
0,7 |
|
|||
|
100 |
0,2 |
0,0 |
0,7 |
|
|||
|
110 |
0,1 |
0,0 |
0,6 |
|
|||
|
120 |
0,1 |
0,0 |
0,6 |
|
|||
|
130 |
0,2 |
0,0 |
0,7 |
|
|||
|
140 |
0,4 |
0,0 |
0,9 |
|
|||
|
150 |
0,4 |
0,0 |
0,9 |
|
|||
|
160 |
0,6 |
0,0 |
1,1 |
|
|||
|
170 |
0,7 |
0,0 |
1,2 |
|
|||
|
180 |
0,7 |
0,0 |
1,2 |
|
|||
|
190 |
0,5 |
0,0 |
1,0 |
|
|||
|
200 |
0,6 |
0,0 |
1,1 |
|
|||
|
210 |
0,8 |
0,0 |
1,3 |
|
|||
|
220 |
0,9 |
0,0 |
1,4 |
|
|||
|
230 |
0,8 |
0,0 |
1,3 |
|
|||
|
240 |
0,5 |
0,0 |
1,0 |
|
|||
|
250 |
0,7 |
0,0 |
1,2 |
|
|||
|
260 |
0,6 |
0,0 |
1,1 |
|
|||
|
270 |
1,3 |
0,0 |
1,8 |
|
|||
|
280 |
1,2 |
0,0 |
1,7 |
|
|||
|
290 |
1,2 |
0,0 |
1,7 |
|
|||
|
300 |
1,1 |
0,0 |
1,6 |
|
|||
|
310 |
1,0 |
0,0 |
1,5 |
|
|||
|
320 |
0,8 |
0,0 |
1,3 |
|
|||
|
330 |
1,4 |
0,0 |
1,9 |
|
|||
|
340 |
1,4 |
0,0 |
1,9 |
|
|||
|
350 |
2,7 |
0,0 |
3,2 |
|
|||
|
360 |
3,1 |
0,0 |
3,6 |
|
|||
|
370 |
3,5 |
0,0 |
4,0 |
|
|||
|
380 |
2,1 |
0,0 |
2,6 |
|
|||
|
390 |
2,4 |
0,0 |
2,9 |
|
|||
|
400 |
2,8 |
0,0 |
3,3 |
|
|||
|
410 |
1,4 |
0,0 |
1,9 |
|
|||
|
420 |
1,0 |
0,0 |
1,5 |
|
|||
|
430 |
1,0 |
0,0 |
1,5 |
|
|||
|
440 |
1,2 |
0,0 |
1,7 |
|
|||
|
450 |
1,6 |
0,0 |
2,1 |
|
|||
|
460 |
1,4 |
0,0 |
1,9 |
|
|||
|
470 |
1,6 |
0,0 |
2,1 |
|
|||
|
480 |
2,5 |
0,0 |
3,0 |
|
|||
|
490 |
2,4 |
0,0 |
2,9 |
|
|||
|
500 |
2,4 |
0,0 |
2,9 |
|
|||
|
510 |
2,5 |
0,0 |
3,0 |
|
|||
|
520 |
2,9 |
0,0 |
3,4 |
|
|||
|
530 |
2,5 |
0,0 |
3,0 |
|
|||
|
540 |
2,9 |
0,0 |
3,4 |
|
|||
|
550 |
2,4 |
0,0 |
2,9 |
|
|||
|
560 |
1,4 |
0,0 |
1,9 |
|
|||
|
570 |
1,1 |
0,0 |
1,6 |
|
|||
|
580 |
2,0 |
0,0 |
2,5 |
|
|||
|
590 |
2,6 |
0,0 |
3,1 |
|
|||
|
600 |
2,7 |
0,0 |
3,2 |
|
|||
|
610 |
2,6 |
0,0 |
3,1 |
|
|||
|
620 |
2,8 |
0,0 |
3,3 |
|
|||
|
630 |
2,7 |
0,0 |
3,2 |
|
|||
|
640 |
2,3 |
0,0 |
2,8 |
|
|||
|
650 |
1,9 |
0,0 |
2,4 |
|
|||
|
660 |
1,0 |
0,0 |
1,5 |
|
|||
|
670 |
0,4 |
0,0 |
0,9 |
|
|||
|
680 |
0,1 |
0,0 |
0,6 |
|
|||
|
690 |
0,0 |
0,0 |
0,5 |
|
|||
|
700 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
|
|||
Руководитель группы ЦПТЛ |
И.И. Иванов |
|||||||
Дефектоскопист |
П.П. Петров |
|||||||
Рис.4. Распечатка листа расчет подпрограммы РАСЧЕТ.
Рис.5. Распечатка листа рис подпрограммы РАСЧЕТ.
Содержание