Открытое акционерное общество «федеральная гидрогенерирующая компания-русгидро» (оао «русгидро») стандарт организации
Скачать 2.39 Mb.
|
10.3 Количественные методы анализа и оценки риска аварий и катастроф на ГЭС 10.3.1 Категорирование опасностей и рисков 10.3.1.1 Качественный анализ основных поражающих факторов ПФ и рисков RE, RW, RI по 10.2.2, инициирующих факторов ИФ и рисков RS(t), RТ(t) и RN(t) по 10.2.3 и категорий К чрезвычайных ситуаций (К1 – К6) по 10.2.4 должен быть использован для количественной оценки потенциальной опасности и категорирования ГЭС на основе выражений для относительных величин рисков  и  , привязанных к категориям чрезвычайных ситуаций (5) (6)10.3.1.2 Численные значения относительных величин рисков  в подкоренных частях по формуле (5) и формуле (6) для ГЭС и каскадов ГЭС с группами категорий К6 – К1, приведенных в таблице 11, варьируются от 6 до 1 по мере снижения потенциальной опасности.10.3.1.3 Для группы ГО4 стратегически важных объектов СВО в соответствии с таблицей 1 предельные величины для самых тяжёлых катастроф К6, приведенных в таблице 11, могут быть экстремальными (7)При этом по формулам (5) и (6)  10.3.1.4 Для группы ГО1 объектов технического регулирования ОТР, приведенных в таблице 8, минимальные величины относительных рисков для локальных аварий при (8)можно получить  10.3.1.5 Для всех анализируемых случаев каскадов ГЭС, ГЭС, компонентов и элементов ГЭС величины и устанавливаются по формуле (5) и формуле (6) в интервале от 10,4 до 1,73 при своих значениях величин   по результатам предварительной оценки опасностей поражающих и инициирующих факторов.10.3.1.6 Все функционирующие, строящиеся и проектируемые ГЭС могут быть категорированы по степени их потенциальной опасности, оцениваемой максимальными из двух величин и по формуле (5) и формуле (6) в интервале от 10,4 до 1,73 для каждой ГЭС или каскада ГЭС внутри групп опасных объектов в соответствии с таблицей 1: для СВО – от 8,70 до 10,4; для КВО – 6,92 до 8,70; для ОПО – от 3,46 до 6,9; для ОТР – от 1,73 до 5,2.10.3.2 Определяющие выражения для анализа, оценки и прогнозирования рисков 10.3.2.1 При количественных оценках интегральных рисков R(t) аварий и катастроф на ГЭС следует использовать в соответствии со стандартом организации СТО 17330282.27.140.015-2008 формулы  (9)При этом в случае применения статистических методов  , (10)а в случае применения вероятностных методов  (11)где Pi(t) – частота i- неблагоприятного события; Ui(t) – среднее значение ущербов для i- события; U(t) – текущее значение ущерба от неблагоприятного события; P(t) – текущее значение вероятности неблагоприятного события; P(U(t)) – выражение для P(t) через U(t); U(P(t)) – выражение для U(t) через P(t); Си, СР – коэффициенты в выражениях, связывающих P(t) и U(t); FR – функционал, определяющий связь между Pi(t) и Ui(t). 10.3.2.2 В формулах (9)-(11) ущербы Ui(t) и U(t) определяются отдельно: - для человека (персонала ГЭС и населения) с учётом потери жизни и здоровья UN(t); - для объектов техносферы и сопряжённых инфраструктур UТ(t); - для объектов окружающей природной среды US(t) в зонах повреждения от аварий и катастроф. 10.3.2.3 Возникающие при авариях и катастрофах ущербы U(t) определяются инициирующими факторами по 10.2.3 и поражающими факторами по 10.2.2. 10.3.2.4 В формулах (9)-(11) вероятности (частоты) P(t) возникновения аварий и катастроф на ГЭС определяются вероятностью (частотой) перехода ГЭС из штатных в аварийные и катастрофические ситуации с различными масштабами последствий по 10.2.4. 10.3.2.5 Величины P(t) связываются с вероятностями проявления инициирующих факторов по 10.2.3 и поражающих факторов по 10.2.4. 10.3.2.6 Исходной и важнейшей информацией для анализа и оценки параметров P(t) и U(t) является обобщающая информация по разделу 8 о реализовавшихся в отечественной и зарубежной гидроэнергетике тяжёлых авариях и катастрофах на ГЭС. 10.3.2.7 При отсутствии этой информации в анализе рисков используются: - данные по условиям и параметрам возникновения отказов и аварий на унифицированном или аналогичном с ГЭС оборудовании (насосы, трубопроводы, приводы, трансформаторы, системы защиты, валы, подшипники и др.). 10.3.2.8 При отсутствии информации по 10.3.2.6 и 10.3.2.7 в расчёт вероятностей, ущербов и рисков в первую очередь могут вводиться данные: - вероятностного анализа аварий с использованием расчётных моделей каскадов ГЭС, ГЭС и компонентов ГЭС, узлов и элементов оборудования в соответствии со стандартами организации СТО 70238424.27.140.026-2009, СТО 17330282.27.140.015-2008; - имитационного моделирования каскадов ГЭС, ГЭС, оборудования ГЭС, рабочих, аварийных и катастрофических процессов в соответствии со стандартами организации СТО 70238424.27.140.026-2009. 10.3.2.9 Составляющие рисков R(t), U, U(t) и P, P(t) будут численно определяться по формулам  (12) (13) , (14)где FR – функционал для оценки риска; FU – функционал для оценки ущербов; FP – функционал для оценки вероятностей (частот) аварий и катастроф. 10.3.2.10 Для уточнённого количественного анализа рисков Ri(t), R(t), ущербов Ui(t), U(t) и вероятностей Pi(t), P(t) должны строиться сложные и адекватные математические модели объектов ГЭС (СВО, КВО, ОПО, ОТР) по 10.2.1, сценарии штатных рабочих, аварийных и катастрофических процессов. В этих моделях должны использоваться как заданные, так и постулированные опасные состояния и процессы, развивающиеся во времени t. Это является основой построения временных шкал рисков Ri(t), R(t), ущербов U(t) и вероятностей P(t) по рисунку 5. 10.3.2.11 Анализируемые штатные и аварийные ситуации (АС), вводимые в оценку рисков по формулам (9)-(14) для всех стадий жизненного цикла ГЭС, следует разделить на следующие пять групп с возрастанием рисков: нормальные (штатные); отклонения от нормальных штатных; проектные аварийные, запроектные аварийные и катастрофические; гипотетические катастрофические (таблица 12). Эти ситуации имеют различный уровень защищённости ГЭС от аварий и катастроф. Таблица 12 – Виды аварийных и катастрофических ситуаций
10.3.2.12 В качестве инициирующих факторов (ИФ) аварийных и катастрофических ситуаций АС1-АС5, приведенных в таблице 12, следует рассматривать: внешние и внутренние факторы; антропогенные, природные, техногенные факторы (см. таблицу 13). Это требует различной степени анализа и прогнозирования риска. Таблица 13 – Характеристика инициирующих факторов и степень анализа рисков
10.3.2.13 При количественной оценке рисков R(t) аварий и катастроф на ГЭС по 10.3 с учётом групп потенциально опасных объектов по 10.2.1, поражающих факторов по 10.2.1, инициирующих факторов по 10.2.3, категорий чрезвычайных ситуаций по 10.2.4, аварийных и катастрофических ситуаций по 10.3.2.11 и 10.3.2.12 частота (вероятность) P(t) аварий и катастроф и возникающие при них ущербы U(t) должна увязываться со степенью повреждения D(t) и уязвимостью V(t) человека, техносферы и природной среды.  (15)где FD, FV – функционалы. 10.3.3 Методические основы анализа и оценки рисков аварий и катастроф на ГЭС. 10.3.3.1 Алгоритмы анализа и оценки рисков R(t) должны основываться на последовательности рассмотрения фундаментальных характеристик  (16)где S(t) – параметры безопасности ГЭС; Qэ(t) – экстремальные или штатные внешние и внутренние воздействия на ГЭС; V(t) – уязвимость ГЭС от воздействий Qэ(t); D(t) – повреждения объектов ГЭС от штатных и нештатных воздействий; L(t) – параметр живучести при возникновении повреждений; PP,R(t) – надёжность ГЭС при штатных и нештатных ситуациях; RN,t(t) - параметр ресурса ГЭС;  - параметр прочности, сопротивления деформированию и разрушению несущих элементов ГЭС.10.3.3.2 Следует учитывать, что в большинстве действующих в настоящее время нормативов и правил проектирования, строительства и эксплуатации ГЭС в соответствии с федеральными законами от 27.12.2002 № 184-ФЗ, от 21.07.97 № 116-Ф3, от 30.12.2009 № 384-ФЗ, Постановлением Правительства РФ от 15.09.2009 № 753 и стандартом организации СТО 70238424.27.140.026-2009 предусматривается использование обратной указанной в формуле (16) последовательность оценки рисков, что было связано с определением параметров прочности, ресурса и надёжности в штатных ситуациях АС1 или отклонениях от штатных ситуаций АС2, в соответствии с таблицей 12 и таблицей 13. Это предопределяло непредсказуемость тяжёлых катастроф АС5, АС4, неопределённость в оценках частот возникновения катастроф и сопутствующим им ущербам. 10.3.3.3 Важнейшими количественными параметрами при оценке рисков аварий и катастроф на ГЭС следует считать экстремальные  в аварийных и катастрофических состояниях воздействия и нагрузки даже при незначительных исходных повреждениях D(t), а также текущие воздействия и нагрузки Qэ(t) в условиях штатной эксплуатации при экстремальных повреждениях Dmax(t). Величины и Qэ(t) следует определять:- гидростатическим воздействием воды на тело плотины, водоводы, гидроагрегаты, системы защиты; - гидродинамическим воздействием потока воды на водоводы, гидроагрегаты, системы защиты (скоростной напор, гидроудары, пульсации, кавитация, эрозия) при штатных базовых режимах, при изменении мощности, при возникновении и развитии аварий и катастроф; - гидродинамическими воздействиями при прорывах плотин ГЭС, включая каскадные прорывы; - механическим воздействием весовых, вибрационных, монтажных, технологических нагрузок от сварки при штатных и аварийных ситуациях; - электромагнитными воздействиями в гидрогенераторах в штатных и аварийных ситуациях, включая электрогидравлические удары при попадании воды в гидрогенераторы, разгон гидроагрегатов при аварийной потере токосъёма с генераторов; - сейсмическими динамическими и циклическими нагрузками при землетрясениях; - ветровыми и снеговыми нагрузками на здания и сооружения ГЭС и на сетевые линии в штатных и аварийных ситуациях; - температурными нагрузками от перепадов температур и разности коэффициентов температурного расширения; - динамическими воздействиями при террористических актах, военных операциях, взрывах на транспортных системах, падениях летательных аппаратов и космических объектов. 10.3.3.4 Уязвимость V(t) ГЭС при возникновении аварийных и катастрофических ситуаций следует определять как: - свойство ГЭС утрачивать способность выполнения заданных функций в результате негативных воздействий Qэ(t) и Qэmax(t); - потенциальную поражаемость каскадов ГЭС, ГЭС, её компонентов, оборудования, узлов и деталей при развитии аварий и катастроф, измеряемую долей вышедших из строя ГЭС, компонентов, оборудования, узлов и деталей. 10.3.3.5 Повреждаемость D(t) ГЭС при штатных и аварийных ситуациях следует определять степенью накопления повреждений в виде структурных изменений, образующихся и развивающихся трещин, износа сопряжённых зон в несущих элементах ГЭС под действием нагрузок по 10.3.3.3. Накопление повреждаемости D(t) должно быть увязано с фундаментальными механическими, тепловыми, временными процессами: - локального деформирования при статическом, циклическом и динамическом нагружении; - термодеформационного старения и изменением структурного состояния; - усталости, создающей повреждение структур и развитие трещин; - коррозии в условиях сложного нагружения; - эрозии и кавитации от потоков жидкости и многофазных сред. 10.3.3.6 Живучесть L(t) является функцией обратной повреждаемости D(t) и определяет способность ГЭС выполнять свои основные функции при штатных режимах в условиях развития повреждаемости D(t) по 10.3.3.5, выходящей за пределы по действующим нормам и правилам без перехода в опасные аварийные и катастрофические состояния. Живучесть должна устанавливаться через следующие параметры: - степень развития трещин до достижения ими критических или допускаемых размеров; - степень износа в зонах трения, эрозии и коррозии до достижения предельных или допускаемых значений; - уровень вибрации или характеристики спектра вибраций до достижения предельных или допускаемых величин; - степень исчерпания расчётного исходного или остаточного ресурса. 10.3.3.7 Надёжность PP,R(t) следует определять как свойство ГЭС, её компонентов, элементов, узлов и деталей сохранять во времени и в установленных пределах значения всех основных параметров в заданных режимах функционирования ГЭС без перехода в аварийные и катастрофические состояния. Для количественной оценки надёжности необходимо использовать методы математической статистики и теории вероятности. Основными параметрами надёжности ГЭС следует считать: - интенсивность отказов, определяемая отношением числа отказавших однородных изделий к анализируемому числу изделий; - наработку на отказ, определяющую вероятность возникновения заданного отказа на определённом отрезке времени; - коэффициент готовности, определяющий подготовленность изделия к работе в выбранный момент времени в промежутках между выполнениями планового обслуживания; - коэффициент технического использования, определяемый отношением времени функционирования к суммарному времени функционирования, обслуживания и ремонтов. 10.3.3.8 Под ресурсом RN,t(t) следует понимать наработку ГЭС в процессе эксплуатации до достижения предельного состояния, оговорённого в технической документации на поставку в соответствии со стандартами организации СТО 17330282.27.140.018-2008, СТО 17330282.27.140.019-2008, СТО 17330282.27.140.014-2008, СТО 17330282.27.140.013-2008, СТО 17330282.27.140.012-2008, СТО 17330282.27.140.002-2008, СТО 17330282.27.140.011-2008, эксплуатацию в соответствии с Указами Президента Российской Федерации от 12.05.2009 № 537, от 12.05.2009 № 536 и стандартами организации СТО 17330282.27.140.005-2008, СТО 17330282.27.140.006-2008, СТО 17330282.27.140.007-2008, СТО 17330282.27.140.017-2008, СТО 17330282.27.140.016-2008, СТО 17330282.27.140.001-2006, СТО 17330282.27.140.015-2008 и на анализ рисков в соответствии со стандартом организации СТО 70238424.27.140.026-2009. Ресурс RN,t(t) следует выражать в годах (часах) эксплуатации, числах циклов (включений-выключений, изменений мощности). При этом необходимо различать следующие характеристики ресурса: - полный (за весь срок службы до конца эксплуатации); - доремонтный (от начала эксплуатации до капитального ремонта); - использованный (от начала эксплуатации или от предыдущего капитального ремонта); - остаточный (от рассматриваемого момента времени до отказа невосстановленного изделия или до капитального ремонта восстановленного изделия); - межремонтный (между капитальными ремонтами восстанавливаемого изделия). В анализе рисков аварий и катастроф ГЭС особое место должен занимать ресурс безопасной эксплуатации, характеризующий период эксплуатации ГЭС в штатных (нормальных) условиях до возникновения аварии или катастрофы. В зависимости от методов определения ресурса RN,t(t) необходимо использовать следующие его характеристики: - срок службы, устанавливаемый на основе предшествующего опыта эксплуатации или экономического обоснования времени эффективного функционирования ГЭС; - расчётный ресурс, определяемый расчётно-экспериментальными методами по принятым нормам. 10.3.3.9 Прочность  (t) определяет способность ГЭС, её компонентов, элементов, узлов и деталей сопротивляться разрушению, а также необратимому изменению формы и размеров несущих конструкций.Следует учитывать, что наибольшую опасность аварий и катастроф для ГЭС представляют: - хрупкие разрушения с малыми локальными пластическими деформациями со скоростью трещин до 600-1200 м/с несущих металлических конструкций и со скоростью до 180-200 м/с для бетонных и железобетонных конструкций; - циклические (усталостные) разрушения со скоростями роста трещин от 10-7 до 102 м/цикл для металлических конструкций и от 10-4 до 103 м/цикл для бетонных и железобетонных конструкций; - коррозионно-механические разрушения в условиях циклического нагружения и химического воздействия сред; - эрозионные разрушения под действием твёрдых частиц в потоках жидкостей; - износ в зонах контакта; - вязкое разрушение с образованием больших пластических деформаций; - потеря устойчивости и формы; - потеря характеристик пластичности вследствие старения, а также их комбинации. 10.3.4 Базовые расчётные зависимости для анализа и оценки рисков 10.3.4.1 Для анализа безопасности и защищённости ГЭС от аварий и катастроф с использованием критериев риска R(t) следует использовать основную зависимость  , (17)где R(t) – значение риска, формирующегося в заданное время t и определяемое по 8.3.1, 10.2.4, 10.3.1 и 10.3.2; U(t) – расчётное значение ущерба от аварий и катастроф в момент t, определяемое по 8.2.1, 8.3.1, 8.5.1, 8.5.2, 10.1.2 и 10.3.2; P(t) – расчётное значение частоты (вероятности) аварий и катастроф, определяемое по 8.1.1, 8.3.1, 8.5.1, 8.5.2, 8.6.1, 10.1.1 и 10.3.2; [R(t)] – приемлемый (допустимый) риск аварий и катастроф, определяемый по. 8.3.2 и 10.3.2 и устанавливаемый органами управления и надзора; Rk(t) – критический (недопустимый) риск аварий и катастроф, определяемый по 10.1.6, с учётом анализа реализовавшихся аварий и катастроф на ГЭС; nR – запас по величинам риска R(t) аварий и катастроф, устанавливаемый органами управления и надзора на базе научных обоснований (nR ≥ 1); ZR(t) – затраты на обеспечение защищённости от аварий и катастроф и на снижение рисков R(t) до приемлемого уровня [R(t)], устанавливаемые экономическими расчётами мероприятий по обеспечению защищённости от аварий и катастроф и по снижению рисков; mZ – коэффициент эффективности затрат на снижение рисков (mZ ≥ 1). 10.3.4.2 Безопасность S(t) на ГЭС с учётом 10.3.3.1 следует считать в соответствии со стандартами организации СТО 17330282.27.140.001-2006, СТО 17330282.27.140.011-2008 обеспеченной, если выполнена система назначенных запасов: nR – по рискам в соответствии с 10.3.4.1; nQ – по эксплуатационным штатным или аварийным воздействиям Qэ(t); nV, nD – по уязвимости V(t) и повреждениям D(t) в штатных и аварийных ситуациях; nL – по живучести в повреждённых состояниях; nP – по надёжности преимущественно в штатных ситуациях; nN,t - по ресурсу (долговечности) в штатных и аварийных ситуациях;  - по прочности в момент достижения предельных состояний в штатных и аварийных ситуациях.10.3.4.3 На основе расчётного анализа указанных в 10.3.4.2 запасов n решение о безопасности ГЭС и их защищённости от аварий и катастроф следует принимать по минимальным значениям n.  (18)10.3.4.4 Запас nR по рискам на заданной стадии жизненного цикла ГЭС в соответствии с 10.3.3.1, 10.3.3.2 и 10.3.4.1 определяются по формуле  (19)Величина Rк(t) определяется на основе расчётных данных о критических (предельных, недопустимых) рисках аварий и катастроф на ГЭС с использованием результатов анализа реализовавшихся тяжёлых катастроф. Величина R(t) или их моделирования должна определяться расчётом через величины вероятности (частоты) P(t) и ущербов U(t) от аварий и катастроф по формуле (9) – формуле (14). 10.3.4.5 Запас nQ по величинам внешних и внутренних штатных или экстремальных воздействий Qэ(t) и критических (предельных) воздействий при возникновении аварий и катастроф на ГЭС по 10.3.3.3 следует определять по формуле  (20)Величина  должна определяться по данным расчётных и экспериментальных исследований на образцах, моделях и стендах при воспроизведении всего набора режимов нагружения и сценариев аварий и катастроф.Величина  должна определяться по результатам расчётов, модельных, стендовых испытаний или натурных испытаний с применением тензометрии, виброметрии, голографии и методов экспериментальной механики.10.3.4.6 Запасы по уязвимости V(t) и повреждениям D(t) должны оцениваться на основе соотношений  ,  (21)Критические величины Vk(t) и Dk(t) следует оценивать по расчётным данным или по обобщению информации об уязвимости и повреждениях ГЭС при заданном виде аварийных и катастрофических ситуаций. Величины V(t) и D(t) c учётом 10.3.3.4 и 10.3.3.5 следует определять расчётом или экспериментом на моделях, стендах и натурных конструкциях в условиях испытаний или при достижении аварийных ситуаций с применением методов диагностики (ультразвуковая, токовихревая, магнитная, акустическая, акусто-эмиссионная, голографическая, тензометрическая, термовизионная дефектоскопия). 10.3.4.7 Запасы по живучести следует оценивать по уравнениям механики разрушения с учётом 10.3.3.6 из отношений  ,  (22)Критический размер дефекта (трещины)  должен получаться на основе расчётов или результатов испытаний образцов и моделей с дефектами с учётом заданных эксплуатационных воздействий.Текущий размер дефектов (трещин)  следует определять на основе норм и правил дефектоскопического контроля несущих элементов ГЭС с использованием методов диагностики, указанных в 10.3.4.6.Критический коэффициент интенсивности напряжений KIC(t) устанавливается расчётом или испытаниями образцов, моделей или натурных элементов с трещинами в наиболее опасных зонах с учётом кинетики свойств материалов по наработке в эксплуатации. Величина коэффициента интенсивности напряжений KI(t) в вершине трещины в анализируемом критическом элементе ГЭС должна определяться расчётом или экспериментом на образцах, моделях и натурных конструкциях с трещинами с применением малобазной тензометрии, тензочувствительных покрытий, голографии. 10.3.4.8 Запас по параметрам надёжности с учётом 10.3.3.7 следует оценить по формуле  (23)Критическая величина показателя надёжности PkP,R(t) должна устанавливаться по данным обобщения опыта эксплуатации ГЭС и статистической информации о возникновении критических отказов. Величина текущих показателей надёжности PP,R(t) должна устанавливаться расчётом или по статистическим данным о текущих отказах в элементах ГЭС в соответствии со стандартом организации СТО 70238424.27.140.026-2009. 10.3.4.9 Запас по ресурсу nN,t с учётом 10.3.3.8 следует устанавливать по формуле  ,  (24)Величина предельного числа циклов Nk(t) или времени tk(t) до достижения степени повреждения, аварийного или катастрофического состояния определяется расчётом или экспериментом на образцах, моделях, стендах или на натурных конструкциях с учётом эксплутационного спектра или последовательности нагружения.» Текущее число циклов эксплуатационного нагружения N или время t следует устанавливать по данным о штатных и нештатных режимах нагружения, регулируемых в процессе эксплуатации, или по обобщённым данным опыта эксплуатации. 10.3.4.10 Запасы прочности с учётом 10.3.3.9 должны устанавливаться в соответствии со стандартами организации СТО 70238424.27.140.026-2009, СТО 17330282.27.140.015-2008 по характеристикам сопротивления деформациям и разрушению по величинам критических (повреждающих или разрушающих) напряжений  при штатных, аварийных или катастрофических ситуациях и текущих значений напряжений   (25)Величина должна определяться расчётом или экспериментом на образцах, моделях, стендах или на натурных конструкциях при достижении заданного вида предельного состояния.Действующие напряжения на заданной стадии жизненного цикла ГЭС следует определять расчётом или экспериментом с применением методов тензометрии, виброметрии, термовидения, голографии.В тех случаях, когда в штатных и аварийных ситуациях в наиболее нагруженных зонах возникают общие или локальные пластические деформации, решаются нелинейные краевые задачи с определением не только напряжений , но и деформации е(t). Тогда в расчёты следует вводить запас по деформациям (26)10.3.4.11 В соответствии с 10.3.4.1 – 10.3.4.10 определяющими параметрами рисков R(t) аварий и катастроф на ГЭС для данной стадии жизненного цикла t следует считать: - максимальные локальные напряжения  и деформации еmax(t) в критических зонах наиболее нагруженных элементов;- числа циклов N и время t в эксплуатации; - размеры, форма и зоны залегания дефектов (трещин)  в опасных сечениях;- коэффициенты интенсивности напряжений KI(t) в вершине трещин; - повреждения D(t) и уязвимость V(t) несущих элементов от действия всех силовых факторов (эксплуатационных и технологических); - инициирующие аварии и катастрофы комплексные воздействия Q(t) – механические, гидростатические, гидродинамические, сейсмические, электромагнитные, электрогидравлические. 10.3.4.12 Указанные выше параметры выражений должны в формуле (16) – формуле (26) определяться расчётами и экспериментами в соответствии с требованиями обеспечения безопасности и защищённости ГЭС от аварий и катастроф. |
Похожие:
 | Регламент по организации противопожарных тренировок на объектах ОАО... Открытое акционерное общество акционерная компания по транспорту нефти "транснефть" |  | Годовой отчет Акционерное Общество открытого типа ск «класс». Решением годового общего собрания акционеров (Протокол №4 от 27. 04. 1995 г.) изменено... |
| Патентам и товарным знакам (19) Москва, ул. Верейская, 29, стр. 141, Открытое акционерное общество "Управляющая компания "Объединенная двигателестроительная корпорация"... | | Открытое акционерное общество «Нефтяная компания «Роснефть» |
| Акционерного Общества «РусГидро» Предприятие: Филиал открытого акционерного общества «РусГидро»- «Саяно-Шушенская гэс имени П. С. Непорожнего» (далее сшгэс) | | Сценарий №3. Система автоматизирует поиск месторасположения организации,... Открытое акционерное общество акционерная компания по транспорту нефти "транснефть" |
| Доклад Заказчика по намечаемой хозяйственной деятельности «Нефтеперерабатывающий завод «Открытое акционерное общество «Нефтяная компания «Туймаада-нефть» | | Н. Э. Баумана Отчёт к лабораторным работам по курсу «Разработка программного обеспечения» Открытое акционерное общество акционерная компания по транспорту нефти "транснефть" |
| Патентам и товарным знакам (19) Открытое акционерное общество "Российская корпорация ракетно-космическогоприборостроения и информационных систем" (оао "Российские... | | Патентам и товарным знакам (19) Открытое акционерное общество "Российская корпорация ракетно-космическогоприборостроения и информационных систем" (оао "Российские... |
| Патентам и товарным знакам (19) Открытое акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский, проектно-конструкторский и технологический институт кабельной... | | Патентам и товарным знакам (19) Москва, ул. Авиамоторная, 53, Открытое акционерное общество "Российская корпорация ракетно-космического приборостроения и информационных... |
| Патентам и товарным знакам (19) Москва, ул. Авиамоторная, 53, Открытое акционерное общество "Российская корпорация ракетно-космического приборостроения и информационных... | | Патентам и товарным знакам (19) Москва, ул. Авиамоторная, 53, Открытое акционерное общество "Российская корпорация ракетно-космического приборостроения и информационных... |
| Патентам и товарным знакам (19) Москва, ул. Авиамоторная, 53, Открытое акционерное общество "Российская корпорация ракетно-космического приборостроения и информационных... | | Патентам и товарным знакам (19) Москва, ул. Авиамоторная, 53, Открытое акционерное общество "Российская корпорация ракетно-космического приборостроения и информационных... |
