Настоящий нормативный документ не является официальным изданием!


ОСОБЕННОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ ДЛЯ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ



страница3/11
Дата09.08.2018
Размер1.96 Mb.
#43441
ТипРеферат
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11

5. ОСОБЕННОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ ДЛЯ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ
5.1. Проект газоснабжения населённого пункта должен обеспечивать рациональное использование полиэтиленовых и стальных труб.
На выбор варианта существенное влияние оказывает характеристика объекта газоснабжения, т.е. планировка населенного пункта, плотность и этажность застройки, объемы потребляемого газа, наличие и характеристика газопотребляющих установок, стоимость труб, оборудования и другие факторы.
При выборе трассы полиэтиленового газопровода необходимо учитывать также расположение в районе трассы тепловых сетей, водоводов и других подземных коммуникаций, проведение ремонтных работ на которых может привести к повреждению полиэтиленовых труб.
Классификация газопроводов населенных пунктов приведена в Приложении 14.
5. При выборе схем газоснабжения населенных пунктов возможны следующие варианты применения полиэтиленовых труб:
все подземные распределительные сети низкого давления, включая подземную часть газопроводов-вводов для каждого отдельного потребителя;
все подземные распределительные сети среднего давления с установкой перед каждым потребителем индивидуальных регуляторов давления газа;
все подземные распределительные сети среднего давления с установкой шкафных блочно-комплектных газорегуляторных пунктов на группу потребителей газа и последующим переходом на стальные газопроводы низкого давления.
На рис. 10 приведены примеры использования полиэтиленовых труб для внутрипоселковых газопроводов.
5.3. Соединение стальных и полиэтиленовых участков газопроводов-вводов целесообразно осуществлять при помощи неразъемных соединений "полиэтилен-сталь".
Присоединения ответвлений от распределительных (уличных) газопроводов к индивидуальным потребителям должны предусматриваться при помощи литых соединительных деталей (тройников, отводов), в т.ч. с закладными нагревателями.
Для газопроводов из ПЭ 80 (ПСП) присоединение ответвлений рекомендуется осуществлять при помощи седловых отводов с ЗН.
Для газопроводов из ПЭ 63 (ПНД) присоединение ответвлений может производиться при помощи узлов врезок, самостоятельно изготавливаемых строительными организациями на базе стандартного тройника, врезаемого в газопровод. Изготовление такого тройникового узла врезки и его монтаж должна производиться по специальной технологической карте, утвержденной в установленном порядке, при этом должны быть предусмотрены тщательная подсыпка и уплотнение грунта в местах их расположения.
На рис. 11 приведен общий вид присоединения стального газопровода-ввода низкого давления к распределительному полиэтиленовому газопроводу при помощи тройникового узла врезки.
5.4. Расстояние от вертикальной оси трубопровода цокольного ввода до стены зданий должно устанавливаться с учетом ширины фундаментов; но не менее:
для труб dу 50 мм - 175 мм;
для труб dу 80 мм - 220 мм;
для труб dy 100 мм - 250 мм.

- полиэтиленовый газопровод;
- стальной газопровод;
- соединение "полиэтилен-сталь";
- переход; ПГ-4 - индивидуальный потребитель газа.
а - пример использования полиэтиленовых труб для внутрипоселкового газопровода среднего давления; б - пример использования полиэтиленовых труб для подземной части внутрипоселкового газопровода низкого давления
Рис. 10. Схемы использования полиэтиленовых труб для строительства внутрипоселковых газопроводов

Рис. 11. Присоединение стального газопровода-ввода к распределительному полиэтиленовому газопроводу при помощи тройникового узла врезки
1 - заглушка, 2 - фреза, 3 - тройник, 4 - переход, 5 – полиэтиленовый патрубок газопровода-ввода, 6 - труба распределительного газопровода, 7 – стальной цокольный ввод, 8 - соединение "полиэтилен-сталь"
5.5. Для предотвращения скапливания конденсата в газопроводных системах низкого давления следует, при необходимости, предусматривать конденсатосборники с уклоном к ним не менее 2%. Если по условиям рельефа местности не может быть создан необходимый уклон, допускается предусматривать прокладку газопровода с изломом в профиле с установкой конденсатосборника в низшей точке (рис. 12).
5.6. Трасса газопровода на территории населенного пункта должна обозначаться в местах поворотов и через каждые 200 м на прямолинейных участках с помощью привязки к зданиям, каменным оградам и т.д.
Расстояние от газопровода до места привязки определяется рабочим проектом. Образец опознавательного знака приведен в Приложении 15.
Для вновь проектируемых участков газопроводов на территории городов, как правило, должны предусматриваться технические решения, предупреждающие при выполнении земляных работ о прохождении на данном участке полиэтиленового газопровода. Например, укладка на расстоянии 0,25 м от верха трубопровода полиэтиленовой сигнальной ленты шириной не менее 0,2 м с несмываемой надписью "Газ". Для участков пересечений со всеми инженерными коммуникациями это требование обязательно. Лента должна быть уложена вдоль газопровода на расстояние не менее 2 м в обе стороны от пересекаемого сооружения.

Рис. 12. Схемы удаления конденсата
1 - фильтр, 2 - газопровод для удаления конденсата, 3 - емкость переходная

6. РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ
Нагрузки и воздействия
6.1. Расчет газопроводов на прочность и устойчивость выполняется только для межпоселковых трубопроводов и его следует вести с учётом нагрузок и воздействий, возникающих при их сооружении, испытании в эксплуатации.
Нагрузки, воздействия и их возможные сочетания необходимо принимать в соответствии с требованиями СНиП 2.01.07-85.
6. Нагрузки от собственного веса единицы длины газопровода должна определяться по формуле:
qdw = prdwg(de - t)t, (1)
6.3. Нагрузка от давления грунта на единицу длины газопровода должна определяться по формуле:
qgr = rgrgdeh, (н/м). (2)
6.4. Погонная выталкивающая сила воды, действующая на газопровод, находящийся ниже уровня грунтовых вод, должна определяться по формуле:
, (н/м). (3)
При возможности перехода обводненного грунтам в, жидко-пластичное состояние при определении выталкивающей силы (3) следует вместо плотности воды принимать плотность разжиженного грунта.
6.5. Рабочее (нормативное) давление транспортируемой среды устанавливается проектом.
6.6. Нормативная погонная нагрузка от веса транспортируемой среды должна определяться по формуле:
, (н/м). (4)
6.7. Температурный перепад в материале стенок труб следует принимать равным разнице между максимально (или минимально) возможной температурой стенок в процессе эксплуатации и наименьшей (или наибольшей) температурой газопровода непосредственно после его засыпки грунтом (температурой фиксирования расчетной схемы).
Принятые в расчете максимальная и минимальная температуры, при которых допускается фиксирование расчетной схемы, должны указываться в проекте или же должны предусматриваться специальные мероприятия по укладке газопровода, предотвращающие возникновение недопустимых продольных напряжений, обусловленных температурным перепадом.
Расчетные характеристики материалов
6.8. Длительные сопротивления разрушению материала труб R и допускаемые напряжения [s] следует определять по данным, приведенным в ГОСТ Р 50838-95 (ТУ 6-19-352-87 и ТУ 6-49-04719662-120-94) в зависимости от давления газа, принятых в этих ТУ толщин стенок труб и соответствующих коэффициентов запасов прочности.
6.9. Модуль ползучести материала труб принимается с учетом его изменения при длительном действии на газопровод нагрузки и температуры по формуле:
E=gtEo, (МПа). (5)
6.10. Модуль ползучести материала, трубы при растяжении Ео принимается по табл. 4 в зависимости от проектного срока службы газопровода и величины действующих в стенде трубы напряжений.
6.11. Коэффициент, учитывающий влияние температуры на деформационные свойства материала труб gt принимается по табл. 5.
6.12. Коэффициент линейного расширения материала труб следует принимать равным: a=2,2×10-4 (°С)-1; коэффициент Пуассона равным: m=0,43.
Таблица 4
Значения модуля ползучести материала труб при растяжении


Срок службы, лет

Модуль ползучести Ео (МПа) в зависимости от величины напряжений

Напряжение в стенке трубы МПа

6

5

4

3

2,5

2

1,5

1

0,5

50

-

100

120

140

150

160

180

200

220

25

90

110

130

150

160

170

190

210

230

10

100

120

140

160

170

190

210

230

250

Таблица 5
Значения температурного коэффициента

Коэффициент gt при температуре

До 20 °С

30 °С

1,0

0,8

Определение толщины стенки газопровода
6.13. Толщина стенки газопровода принимается по ГОСТ Р 508-95 (ТУ 6-19-352-87 и ТУ 6-49-04719662-120-94), В зависимости от номинального давления, диаметра газопровода и материала трубы.
Проверка прочности и деформативности газопровода
6.14. Проверка прочности газопровода состоит в соблюдении условий:
sN Ј [s] (если sN і 0), (МПа); (6)
|sN| Ј [s] - se (если sN > 0), (МПа). (7)
6.15. Продольное осевое напряжение находится от всех действующих на газопровод нагрузок и воздействий. В частности, для прямолинейных и упругоизогнутых защемленных грунтом участков газопроводов продольное осевое напряжение определяется по формуле:
sN = -aEDT + mse, (8)
; (МПа). (9)
6.16. Проверка деформативности газопровода состоит в ограничении продольных фибровых напряжений условиями:
sln Ј R (если sln і 0), (МПа); (10)
sln Ј R - se (если sln < 0), (МПа). (11)
6.17. Продольное фибровое напряжение sln определяется как сумма всех (с учетом их сочетания) нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений газопровода. В частности, для прямолинейных и упругоизогнутых участков газопровода, защемленного грунтом, продольное фибровое напряжение определяется по формуле:
; (МПа). (12)
Обеспечение устойчивости положения газопровода
6.18. Устойчивость положения газопровода, прокладываемого на обводненном участке трассы, следует проверять по условию:
Qa Ј Qp / gfl, (н/м). (13)
где: gfl=1,07 - для болот и пойменных участков, не подверженных размыву;
gfl=1,10 - при прокладке через русла рек ниже предельного профиля размыва.
6.19. В частном случае при прокладке газопровода свободным изгибом при равномерной по его длине балластировке величина интенсивности балластировки (погонной нагрузки) - вес на воздухе - определяется по формуле:
; (н/м). (14)
где gв=0,86 - для железобетонных грузов и мешков с цементно-песчаной смесью;
gв=0,95 - для чугунных грузов.
60. Интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе газопровода в вертикальной плоскости определяется по формулам:
(для выпуклых кривых), (н/м); (15)
(для вогнутых кривых), (н/м). (16)
61. При балластировке газопроводов грунтом обратной засыпки, закрепляемых путем применения нетканых синтетических материалов (НСМ), должно выполняться неравенство:
qNSM і gflqw + qr - qdw; (н/м); (17)
Величину qNSM следует определять по формуле:
, (н/м) (18)
где: k - безразмерный коэффициент, характеризующий призму выпора грунта, принимается численно, равным условному диаметру трубы в м.
62. Удельный вес грунта с учетом выталкивающей силы воды следует определять по формуле:
; (н/м3). (19)
63. Все характеристики грунта засыпки следует определять с учетом его разрыхления и обводнения.
64. При балластировке газопровода с помощью полимерно-контейнерного балластировочного устройства (ПКБУ) удерживающую способность ПКБУ (с находящимся в нем грунтом) на единицу длины группы ПКБУ следует определять по формуле:
; (н/м). (20)
При групповой установке ПКБУ в суммарную погонную нагрузку на газопровод, действующую вниз, следует включать вес грунта над ПКБУ и трубопроводом. Эту нагрузку следует определять по формуле:
; (н/м). (21)
Обеспечение кольцевой формы поперечных сечений газопровода и проверка условий местной устойчивости стенок
65. Проверка обеспечения кольцевой формы сечения подземного газопровода должна выполняться с учетом полной погонной эквивалентности линейной нагрузки Q, приведенной к вертикальной плоскости, проходящей через ось трубы, и вычисляемой по формуле:
; (н/м). (22)
66. Погонная нагрузка на газопровод от давления грунта должна определяться по формулам:
при укладке в траншее:
; (н/м); (23)
при укладке в насыпи:
Q1=1,2hggrKemB; (н/м). (24)
где h - принимается в зависимости от степени уплотнения засыпки в пределах от 0,85 до 0,95;
Кgr - определяется по табл. 6.
Таблица 6
Коэффициент вертикального давления грунта, Kgr

Глубина заложения газопровода, м

Пески, супеси, суглинок твердый

Суглинок пластинчатый, глина твердой консистенции

1

0,75

0,78

2

0,67

0,70

3

0,55

0,58

4

0,49

0,52

5

0,43

0,46

6

0,37

0,40

7

0,32

0,34

8

0,29

0,32

Коэффициент концентрации давления грунта в насыпи определяется по формуле:
; (25)
; (МПа) (26)
; (МПа) (27)
где: Еgr - принимается равным:
для песчаных грунтов - от 8,0 до 16,0 МПа;
для супесей и суглинков - от 2,0 до 6,0 МПа;
для глин - от 1,2 до 2,5 МПа.
67. Нагрузка на газопровод от равномерно распределенной нагрузки на поверхности засыпки должна определяться по формуле:
Q2 = 1,4qev КemB; (н/м). (28)
68. Нагрузка на основание траншеи от собственного веса газопровода и транспортируемой среды должна определяться по формуле:
Q3 = qdw + qs; (н/м). (29)
69. Нагрузка от гидрастатического давления грунтовых вод должна определяться по формуле:
Q4 = qw; (н/м). (30)
6.30. Значения коэффициентов приведения нагрузок принимаются равными:
b1=0,75 - при укладке газопровода на плоское основание;
b1=0,55 - при укладке на спрофилированное основание с углом охвата 2а=70°;
b1=0,50 - то же, 2а=90°;
b1=0,45 - то же, 2а=120°;
b2=b4=I;
b3=0,75 - при укладке на плоское основание;
b3=0,35 - при укладке на спрофилированное основание с углом охвата 2а=70°;
b3=0,30 - то же, 2а=90°;
b3=0,25 - то же, 2а=120°.
6.31. Для обеспечения несущей способности подземного газопровода по условию предельно допустимой величины овализации поперечного сечения трубы (относительно укорочения вертикального диаметра) должно соблюдаться условие:
(31)
где z=1,3 - при укладке на плоское основание;
z=1,2 - при укладке на спрофилированное основание.
(32)
В формуле (32) через Р обозначено внутреннее давление транспортируемой среды (считается положительным) или внешнее равномерное радиальное давление (считается отрицательным), которое может быть атмосферным (при образовании в трубе вакуума) или гидростатическим (при прокладке газопровода ниже уровня грунтовых вод) или давлением грунта.
6.32. Проверку относительного укорочения вертикального диаметра сечения газопровода также необходимо выполнять на стадии его укладки в случае применения балластирующих грузов, опирающихся на верхнюю часть трубопровода. В этом случае должно соблюдаться условие:
(33)
где z - коэффициент, принимаемый в соответствии с п.6.31.
6.33. Подземный газопровод следует также проверять по условию недопущения местной потери устойчивости его стенок:
; (МПа) (34)
Pw = 10-6PwgHw; (МПа) (35)
6.34. В качестве критической величины внешнего равномерного давления следует принимать меньшее из двух значений, вычисляемых по формулам:
; (МПа); (36)
Pcr = Phrd + 1,143Pgr; (МПа). (37)

7. ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РЕКОНСТРУКЦИИ (ВОССТАНОВЛЕНИЯ) ПОДЗЕМНЫХ СТАЛЬНЫХ ИЗНОШЕННЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
7.1. Реконструкция изношенных подземных стальных газопроводов методом протяжки в них полиэтиленовых труб является альтернативным вариантом восстановления работоспособности газораспределительных сетей. Решение об использовании данного варианта принимается после составления общей схемы реконструкции газовой сети на основании технико-экономического обоснования.
7. Метод протяжки полиэтиленовых труб возможно использовать для восстановления работоспособности газопроводных сетей низкого (0,005 МПа), среднего (до 0,3 МПа) и высокого (до 0,6 МПа) давлений.
При реконструкции стальных газопроводов низкого и среднего давлений протянутые в нем полиэтиленовые трубы могут использоваться для подачи газа как низкого, так и среднего давлений. Целесообразность перевода существовавшей газопроводной сети с низкого давления на среднее устанавливается расчетом.
При реконструкции стального газопровода высокого давления методом протяжки в нем полиэтиленовых труб необходим одновременный перевод такого газопровода на низкое или среднее давление, что должно быть подтверждено обеспечением необходимого расхода, а также технической и экономической целесообразностью.
Не допускается использование изношенных газопроводов на участках, где они не отвечают требованиям СНиП 2.04.08-87 (по глубине заложения, расстояниям между зданиями и коммуникациями и пр.). В случае существования таких участков в проекте реконструкции должна быть предусмотрена их перекладка с заменой на новые стальные или полиэтиленовые трубы в соответствии с требованиями СНиП 2.04.08-87.
7.3. Глубина заложения стальных газопроводов, в которых протягиваются полиэтиленовые трубы, должна соответствовать требованиям СНиП 2.04.08-87.
Глубина заложения полиэтиленовых газопроводов до верха трубы в местах их прокладки вне стальных труб и длине этих участков свыше 10 м должна приниматься согласно требованиям п. 4.
При длине таких участков до 10 м глубина заложения полиэтиленового газопровода определяется глубиной заложения стальных труб.
7.4. Минимальные расстояния по горизонтали в свету от зданий и сооружений до реконструируемого стального газопровода низкого давления при протяжке в нем полиэтиленового газопровода среднего давления допускается принимать по нормам, предусмотренным СНиП 2.07.01-89 для стальных газопроводов низкого давления. При этом допускается уменьшение до 50% этих расстояний в соответствии со СНиП 2.04.08-87. В этом случае сварные и другие соединения полиэтиленового газопровода и места его открытой прокладки должны располагаться на расстояниях, регламентированных СНиП 2.04.08-87.
7.5. Реконструкция стальных газопроводов должна предусматриваться участками длиной, как правило, не более 150 м.
В зависимости от местных условий прохождения трассы газопровода, принятой технологии реконструкции газопровода, плотности и этажности застройки и пр. допускается увеличение протяженности секций до 500 м при условии применения: длинномерных труб с количеством сварных соединений до 3 шт; труб мерной длины, соединяемых муфтами с закладными нагревателями или сваркой встык, сварные соединения которых проверены физическими методами контроля.
При протяженности секций более 150 м рекомендуется установка сигнализаторов загазованности.
7.6. При пересечении реконструируемого газопровода с различными сооружениями и коммуникациями устройства дополнительных защитных футляров, как правило, не требуется. Роль футляра выполняет существующий стальной газопровод.
7.7. При реконструкции должны использоваться как трубы в отрезках мерной длины, так и длинномерные трубы, причем предпочтение должно отдаваться длинномерным трубам, смотанным в бухты или на барабан. Соединения длинномерных труб (плетей) между собой должны предусматриваться при помощи муфт с закладными нагревателями или, как исключение, сваркой нагретым инструментом встык. В последнем случае требуется обеспечить 100% контроль сварных соединений физическими методами.
В стесненных условиях прокладки, где расстояния по горизонтали в свету могут быть уменьшены до 50% относительно требований СНиП 2.07.01-89, соединение труб осуществляется с помощью муфт с закладными нагревателями или сваркой встык нагретым инструментом труб мерной длины при условии их прокладки в стальном футляре и 100% контролем сварных соединений физическими методами.
7.8. Максимальный наружный диаметр полиэтиленовых труб по отношению к внутреннему диаметру реконструируемого газопровода должен быть меньше:
на 20 мм - при использовании плетей без сварных соединений;
на 40 мм - при использовании плетей, сваренных из отдельных труб.
При наличии на реконструируемых участках крутоизогнутых и гнутых отводов должна быть просчитана возможность прохождения через них узлов неразъемных соединений "полиэтилен-сталь" (при протаскивании этих соединений вместе с полиэтиленовой плетью), а также проведен расчет на непревышение допустимых напряжений в стенке протягиваемых труб (s < [sдоп]).
7.9. При обосновании необходимости реконструкции изношенных подземных стальных газопроводов методом протяжки в них полиэтиленовых труб должны прорабатываться следующие варианты технических решений:
сохранение низкого давления в сети, когда это возможно по условиям потребителей;
полный перевод сетей низкого давления на среднее с установкой регуляторов;
частичный перевод сетей низкого давления на среднее с установкой регуляторов давления.
Выбор варианта реконструкции должен приводиться на основании их технико-экономического сравнения.
Состав и содержание проекта организации строительства кроме общих требований СНиП 3.01.01-85 должны включать:
план газопровода с указанием участков, не подлежащих реконструкции, а также мест присоединения этих участков к реконструированному газопроводу;
решения по защите отрытых котлованов от дождевых вод;
чертежи на отрываемые котлованы с указанием их точных размеров проходящих рядом с ними подземных инженерных сооружений и коммуникаций и привязкой котлованов к постоянным ориентирам;
чертежи на узлы соединений полиэтиленовых и стальных труб, а также схемы установки и монтажа сигнализаторов загазованности;
конструктивные требования по заделке (герметизации) футляров.
В пояснительной записке ПОС разрабатываются мероприятия по обеспечению безостановочной работы предприятий, попадающих в зону реконструкции (обеспечение подъездных путей, устройства байпасов и т.д.). Условия и сроки прекращения подачи газа должны быть установлены проектом и согласованы с руководством предприятий, производственно-жилищных служб и др. заинтересованных организаций.
Приводятся мероприятия по обеспечению пожаро- и взрывобезопасности, а также контроля за безопасной концентрацией газа в местах проведения работ, разработанные в соответствии с требованиями "Правил безопасности в газовом хозяйстве Госгортехнадзора РФ".
7.10. При проработке вопроса реконструкции газопроводов следует учитывать, что рассечение реконструируемого стального газопровода на отдельные участки может привести к нарушению единой системы электрохимической защиты. Поэтому на стадии обоснования инвестиций должен быть перечень мероприятий по защите от коррозии металлических участков газопроводов, футляров и стальных вставок.
Мероприятия по защите от коррозии должны разрабатываться в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602-89 и включать кроме общих требований указания по:
1) сохранению, ликвидации или замене установок и устройств электрозащиты и контрольно-измерительных пунктов;
2) необходимости реконструкции трасс дренажных и питающих кабелей, а также пунктов их подключения к подземным сооружениям;
3) порядку налаживания и регулировки систем электрозащиты.
Мероприятия по защите от коррозии должны быть согласованы с организациями, эксплуатирующими соседние и пересекаемые подземные вооружения.
7.11. На стадии обоснования инвестиций и при разработке проекта реконструкции следует определить необходимость одновременного проведения текущего ремонта установок электрохимической защиты, попадающих в зону реконструкции, включающего:
техническое обслуживание установок электрозащиты;
окраску шкафов и других конструктивных элементов;
ремонт токоведущих линий;
устранение неисправностей электрического оборудования и защитных заземлений.
7.12. Состав и детализация проектов производства работ устанавливаются строительной организацией, исходя из протяженности и степени сложности реконструкции. В пояснительной записке ППР определяются сроки выполнения работ, потребность в рабочей силе, арматуре, деталях, материалах и пр.
Строительный генеральный план с указанием схем движения транспорта, мест расположения и ограждения котлованов и сужения автодорог должен быть согласован с местными органами ГАИ. На генеральном плане указываются места расположения временных дорожных указателей.
При разработке ППР определяются последовательность и сроки выполнения всех технологических операций, а при необходимости оставляются технологические карты на выполнение отдельных видов работ.

Каталог: documents -> archive
documents -> Методические указания по учебной дисциплине «Информатика» для специальности 270101 Архитектура
archive -> Учебно-практическое пособие по разделу «электрооборудование автомобилей» мдк 01. 02 Техническое обслуживание и ремонт автомобильного транспорта для студентов специальности 23. 02. 03. «Техническое обслуживание и ремонт автомобильного
archive -> Развитие фотограмметрии в России
archive -> «Сестринский уход за пациентами с ранами, ожогами, отморожениями»
archive -> Методическая разработка теоретического и практического занятия для преподавателя
archive -> Центр повышения квалификации специалистов здравоохранения


Поделитесь с Вашими друзьями:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11




База данных защищена авторским правом ©vossta.ru 2022
обратиться к администрации

    Главная страница