CC BY
144
УДК 681.518.54
https://doi.org/10.24411/0131-4270-2019-10206
РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОГО ПОДХОДА К ОПРЕДЕЛЕНИЮ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
DEVELOPING A COMPLEX APPROACH OF DETERMINATION OF A TECHNICAL CONDITION OF PUMPS AND COMPRESSORS
О.М. Саубанов, А.Р. Валеев, В.И. Акимов, Р.М. Харисов, Р.Р. Ташбулатов
Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия ORCID: https://orcid.org/0000-0001-8684-3700, E-mail: Saubanovpipe@yandex.ru
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7197-605X, E-mail: anv-v@yandex.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0003-3102-7364, E-mail: btgpl@rambler.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0002-7544-4648, E-mail: kharisov.rustam@mail.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0001-5406-2352, E-mail: tashbulatovradmir@gmail.com
Резюме: На сегодняшний день остро стоит вопрос досрочного выхода из строя насосно-компрессорного оборудования, находящегося в длительной эксплуатации. В условиях повышенного износа и высоких динамических нагрузок на данный тип оборудования появляется необходимость совершенствования концепции технического обслуживания и диагностики в направлении выявления неисправностей насосно-компрессорного оборудования в кратчайшие сроки. В статье рассматривается комплексный подход к определению технического состояния насосно-компрессорного оборудования, базируемый на вибродиагностике, параметрическом обследовании и тензометрии в режиме реального времени.
Ключевые слова: техническое состояние, диагностика, вибрация, насос, компрессор, автоматизированная диагностика.
Для цитирования: Саубанов О.М., Валеев А.Р., Акимов В.И., Харисов Р.М., Ташбулатов Р.Р. Разработка комплексного подхода к определению технического состояния насосно-компрессорного оборудования // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2019. № 2. С. 30-35.
DOI:10.24411/0131-4270-2019-10206
Oskar M. Saubanov, Anvar R. Valeev, Vladimir I. Akimov, Rustam M. Kharisov, Radmir R. Tashbulatov
Ufa State Petroleum Technological University, 450062, Ufa, Russia ORCID: https://orcid.org/0000-0001-8684-3700, E-mail: Saubanovpipe@yandex.ru
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7197-605X, E-mail: anv-v@yandex.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0003-3102-7364, E-mail: btgpl@rambler.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0002-7544-4648, E-mail: kharisov.rustam@mail.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0001-5406-2352, E-mail: tashbulatovradmir@gmail.com
Abstract: Today, there is an acute issue of early failure of pump-compressor equipment, which is in long-term operation. In conditions of increased wear and high dynamic loads on this type of equipment, it becomes necessary to improve the concept of maintenance and diagnostics in the direction of troubleshooting pump-compressor equipment in the shortest possible time. The article discusses an integrated approach to determining the technical condition of pump-compressor equipment, based on vibrodiagnostics, parametric survey and strain gauge in real time.
Keywords: technical condition, diagnostics, vibration, pump, compressor, automated diagnostics.
For citation: Saubanov O.M., Valeev A.R., Akimov V.I., Kharisov R.M., Tashbulatov R.R. DEVELOPING A COMPLEX APPROACH OF DETERMINATION OF A TECHNICAL CONDITION OF PUMPS AND COMPRESSORS. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2019, no. 2, pp. 30-35.
DOI:10.24411/0131-4270-2019-10206
Современная тенденция развития транспортной отрасли топливно-энергетического комплекса (ТЭК) России заключается в увеличении объемов поставок углеводородов, строительстве новых и увеличении полезных мощностей действующих трубопроводных систем. Соответственно повышаются требования к надежности и эффективности работы как нового, так и старого насосно-компрессорного оборудования (НКО).
Значительная часть газоперекачивающих и нефтеперекачивающих агрегатов, эксплуатируемых в системе магистрального транспорта нефти и газа, на данный момент выработала заложенный заводом-изготовителем ресурс или близка к этому. Возраст свыше 60% нефтегазопере-качивающих агрегатов составляет 20-30 лет и более [1, 2]. Соответственно нельзя не учитывать моральный и физический износ данного оборудования, которое эксплуатируется сверх нормативной наработки. Очевидно, что эксплуатация выработавшего ресурс НКО несет за собой высокие риски внезапных отказов, разрушения узлов и деталей и, как следствие, досрочного ремонта.
Стоит отметить, что к актуальным проблемам нефтега-зотранспортных предприятий ТЭК России, занимающих особое место, можно отнести [2]:
- проблему ускоренного износа узлов и деталей основного технологического оборудования на нефтеперекачивающих (НПС) и компрессорных станциях (КС);
- тенденцию роста числа внезапных отказов, досрочных съемов и незапланированных затрат на аварийно-восстановительный ремонт (АВР);
- уменьшение наработки на отказ, особенно по механической части;
- увеличение затрат на эксплуатацию;
- общее уменьшение показателей надежности основного технологического оборудования на НПС и КС.
Многолетний опыт эксплуатации показал, что износ узлов и деталей агрегатов практически всегда сопровождается повышенной вибрацией, которая чаще всего и приводит к аварийной остановке. Не вызывает сомнения тот факт, что именно корпусная вибрация является индикатором фактического технического состояния роторного оборудования [2].
На рис. 1 представлено ранжирование причин отказов нефтеперекачивающих агрегатов типа НМ за последние 15 лет [1].
Аналогичная ситуация сохраняется и для газоперекачивающих агрегатов (ГПА) с приводами (двигателями) судового типа, эксплуатируемых на КС. На рис. 2 представлено ранжирование причин отказов судового двигателя типа ДР59Л, входящего в состав ГПУ-10, за последние 10 лет эксплуатации в одном из дочерних предприятий ПАО «Газпром».
Из диаграммы видно, что отказы по механической части и разрушение узлов и деталей суммарно составляют 28% всех отказов, именно эта часть несет за собой наибольшие материально-технические затраты, потерю работоспособности агрегатов, а также простой оборудования.
В отношении данного типа приводов можно сказать, что за последние годы прослеживается тенденция к снижению наработки на отказ (с 12 тыс. до 8 тыс. моточасов), а также рост отказов по механической части. Это факт объясняется не только сверхнормативной наработкой, но и повышением нагрузки на данный тип ГПА в связи с увеличением объемов транспортируемого газа в Единой системе газоснабжения (ЕСГ) России.
Основная концепция поддержания рабочего состояния существующего парка НКО базируется на планово-предупредительном ремонте (ППР) согласно регламентам [1, 2].
Интервалы времени между обслуживанием, диагностикой и ремонтами, а также их объем и содержание формируются на основе рекомендаций завода-изготовителя, а также статистических данных, собранных со всех агрегатов, находящихся на балансе предприятия за длительный период эксплуатации. При этом не учитываются особенности конкретно взятого агрегата, реальные условия эксплуатации, стохастические изменения нагрузок, режимов перекачки, а также качество обслуживания [2, 3].
Основанная на таком подходе концепция технического облуживания и ремонта НКО имеет ряд существенных недостатков [3, 4]:
1) ремонтно-регулировочным работам подвергается оборудование, находящееся в оптимальном техническом состоянии и не нуждающееся в нем, однако эти работы выполняются согласно плану и текущей наработке. Зачастую после таких работ техническое состояние оборудования ухудшается;
2) практически не устраняются мелкие дефекты, а наступивший в межконтрольный период скрытый отказ устраняется только во время регламентных работ. Таким образом, мелкий дефект к моменту проведения ремонтных работ, как правило, имеет уже развитую стадию, а иногда с учетом существенной динамики развития дефекта отказ случается и до момента планового ремонта;
3) полная картина текущего технического состояния (ТС), а также степень дефектности НКО анализируется в момент проведения периодических вибродиагностических работ. В межконтрольный период эксплуатации за техническим состоянием следит система мониторинга, которая лишь фиксирует факт отказа и аварийной остановки;
4) не удается полностью устранить внезапные отказы, а на их количество и тяжесть существенное влияние оказывают не только эксплуатационные условия, но и качество ремонтно-регулировочных работ.
При всех неоспоримых преимуществах ППР статистика показывает, что уровень аварийности и число внезапных отказов остается на довольно высоком уровне [4]. Причем анализ причин отказов показал, что развитие дефектов, приводящих к аварийной остановке и потере работоспособности, имеет существенную динамику. При этом уровень вибрации, замеряемый до аварийной остановки, мог соответствовать нормам. Данный факт подтверждается статистическими наблюдениями того, что более 70% аварийных отказов происходит при уровне вибрации, соответствующем оценке «допустимо» [3, 4].
По мнению авторов, применяемые на сегодняшний день методы оценки технического состояния ГПА, такие как вибродиагностика, теплотехническое (параметрическое) обследование и контроль уровня выбросов продуктов сгорания, не позволяют получать полную и оперативную информацию о фактическом техническом состоянии, поскольку эти методы:
- имеют разные задачи (вибродиагностика нацелена на обеспечение надежности, а параметрическое обследование - на оценку эффективности работы ГПА);
- как правило, проводятся в разное время;
- не имеют общих зависимостей изменения параметров, определяющих эффективность процессов, протекающих в двигателе от его вибрационного состояния;
I
Рис. 1. Статистика причин отказов магистральных центробежных насосов типа НМ
■ Рис. 2. Статистика причин отказов ГПУ-10
Прочие причины 14%
Деформация подшипников
17%
Выход из строя торцевых уплотнений
32%
Повышенная вибрация
37%
ВАО с разрушением узлов и деталей
5%
Нарушение ПТЭ
8%
Системы топливного газа 2%
Механическая часть 23%
Прочее 10%
Система
электроснабжения 16%
Система САУ ГПА
36%
НКО —ГТ7
Отключение ! агрегата
Нормированный вибросигнал
- не имеют достаточно проработанного алгоритма совместимости для полной оценки фактического технического состояния;
- зависят от человеческого фактора и имеют субъективный характер.
Кроме того, равномерность обследования зачастую нарушается в связи с ремонтными работами или нахождением агрегата в резерве в момент планового обследования. Приблизительно 10-15% агрегатов из всего парка машин остаются необследованными в течение длительного срока именно по этим причинам [4].
Можно сделать вывод, что традиционный подход к вопросу диагностики и контроля технического состояния (ТС), основанный на периодическом обследовании, не позволяет обладать полной и достаточно достоверной информацией о реальном техническом состоянии НКО, позволяющей не только не допустить аварийных остановок, но и эффективно планировать ремонтные работы по фактическому техническому состоянию.
Поэтому для повышения точности и оперативности выявления дефектов НКО на ранних стадиях авторами ведется разработка комплексного подхода к определению фактического ТС. Комплексный подход к определению ТС НКО заключается во взаимосвязанной оценке фактического технического состояния и выявлении общих диагностических признаков следующими методами и средствами:
- вибродиагностика в режиме реального времени (спектральный анализ узкополосных диапазонов частот);
- параметрическое обследование в режиме реального времени на основе порогового, трендового и статистического анализа;
- тензометрическая диагностика в режиме реального времени.
Разрабатываемый комплексный подход, объединяющий несколько видов диагностики в режиме реального времени, позволит комплексно оценить фактическое техническое состояние оборудования, на ранних этапах развития выявить дефект по вибродиагностическим, параметрическим и тензометрическим признакам, а также спрогнозировать достижение критического состояния выявленного дефекта.
Авторами ведется разработка системы комплексного контроля технического состояния, представляющей собой комплекс аппаратных и программных средств, адаптированных под конкретный тип агрегатов.
Основой разрабатываемой системы является база данных
дефектов по вибропараметрическим признакам, составленная на основе статистического анализа результатов обследований за продолжительный период эксплуатации, а также накопленного практического опыта диагностики.
Структура и схема расположения элементов системы представлены на рис. 3 и 4.
Как видно из рис. 4, вибродатчики расположены на основных точках и узлах согласно [5, 6]. Положение датчиков в вертикальном, радиальном и осевом направлениях, а в дальнейшем и анализ спектров, снятых с них, позволит с высокой точностью определить и интерпретировать дефект.
С целью фиксации изменения динамических нагрузок на фундамент тензодатчики расположены под опорами агрегата. Предполагается, что наличие дефекта на узле агрегата повлечет за собой и изменение нагрузки на опоры, где располагается дефектный узел. Таким образом, фиксация этих изменений позволит с определенной долей вероятности судить о наличии неисправности локально. Дополнительно проводимый анализ по данным тензометрии
Рис. 3. Структурная схема разрабатываемой системы
Датчики параметр нкн
р.&Км.Т
Блок
Блок защиты агрегата
Датчики тензометрии
Блок нормирования
Данные с других азразатое
Блок обработки
Спектр вибросигнала
ПО
Блок обработки сигнала
Блок обработки тензоенгаала
Режим ыспту атации^ Спектр твшоеьгнала Блок диагностики
Центр обработки
расположенный вне НПС-КС
Спектральный анализ вибро- и тензосигнала, Трендовый контроль внбропараметров и параметрнки Совмещение спектров вибро- и тензосигнала Расчет массы дефектной детали (узла)
Перечень и состояние имеющихся дефектов Остаточный ресурсов дефектных деталей Рекомендуемое время до ремонта
Блок визуализации
Обновление методик оценки состояния агрегата
Скорректированный результат обработки
I
Рис. 4. Схема расположения элементов разрабатываемой системы на примере МНА: ЗПД - задний подшипник двигателя; ППД - передний подшипник двигателя, ППН - передний подшипник насоса; ЗПН - задний подшипник насоса
оборудования в режиме реального времени с разложением динамических нагрузок по частотному спектру, а также сопоставление между собой вибрационного и тензометри-ческих спектров в конкретном узле агрегата позволит с большой точностью судить о дефекте на конкретном узле агрегата [7].
Также стоит учитывать тот фактор, что процесс деградации элементов НКО довольно сложно поддается точному математическому описанию и зависит от множества факторов, главный из которых - это индивидуальность вибропараметрических параметров каждого типа агрегатов. Причем на одном и том же типе и марке НКО могут быть разные диагностические признаки, поэтому при разработке необходимо создавать индивидуальные вибродиагностические и параметрические маски (паспорта) для каждого конкретно взятого агрегата с учетом его технических и технологических особенностей.
Так, например, для судового привода типа ДР59Л, входящего в состав ГПУ-10, базу механических дефектов предполагается создать на основе утвержденной методики
Таблица 1
Спектральные компоненты переднего фланца корпуса КНД
Полоса контроля, Гц
Дискретные составляющие спектра
СКЗ и амплитудный уровень составляющих V, мм/с
,, П Недопустимое
Нормальное Допустимое , *_ . .
(развитый дефект)
СКЗ амп. СКЗ амп. СКЗ амп.
10-65 0,5хКВД; 2,2 2.9 2,8 3,7 5,0 6,5
65-80 1хТН 4,6 6,0 6,0 7,8 7,8 10
80-95 1хКНД 6,2 8,1 8,2 10,7 11 14,3
10-400
Общий уровень
13
16,9
19
24
Примечание: ТН - турбина нагнетателя (силовая турбина); КНД - компрессор низкого давления; СКЗ -среднеквадратическое значение вибросигнала; амп. - амплитудное значение.
Общий вид лабораторной установки разрабатываемой системы комплексной диагностики: 1 - вибростенд Ж^; 2 - вибродатчики ВК 310; 3 - тензодатчики (датчики растяжения - сжатия); 4 - блок нормирования сигнала; 5 - персональный компьютер (ПО по разложению сигналов в спектр)
вибрационного обследования, разработанной заводом-изготовителем - М029.002-99 [8]. В данной методике указаны рекомендуемые пороги низкочастотных спектральных компонентов для каждой точки замера уровня корпусной вибрации двигателя.
В табл. 1 представлена часть порогов низкочастотных спектральных компонентов для переднего фланца корпуса компрессора низкого давления (КНД).
Отметим, что для точности определения дефектов в табл. 1 указано как среднеквадратическое значение вибросигнала (СКЗ) виброскорости в точке маршрута замеров, так и амплитудное для дальнейшего спектрального анализа. Помимо этого, учитываются вклады комплексных частот, позволяющие интерпретировать дефекты по факту. В дальнейшем планируется расширение этой базы путем ранжирования механических дефектов и добавления новых диагностических признаков на основе статистической обработки результатов виброобследования данного типа машин, а также полученного практического опыта за длительный период эксплуатации.
Таким образом, при производстве подобных вибродиагностических паспортов соблюдаются все необходимые условия для автоматизации процесса диагностики и создания более точной стационарной системы диагностики, адаптированной под конкретный тип машин.
Для подтверждения постулатов комплексной диагностики роторного оборудования в виде вибродиагностики и тензометрии в режиме реального времени были проведены лабораторные испытания опытного образца системы диагностики на вибростенде TIK-VV (НПП «ТИК» г. Пермь) (фото).
Датчик мгновенного значения виброскорости ВК-310 производства ООО «ВиКонт» (Москва) расположен на вибролотке стенда, колеблющегося с частотой 50 Гц (2). Тензодатчики H4 производства ООО «Тензо-М» (Москва) расположены под опорами стенда (3). Блок нормирования сигнала (4) предназначен для преобразования аналогового сигнала в цифровой для дальнейшего разложения в ряды Фурье для получения спектра.
В результате испытания системы на вибростенде, с помощью программного обеспечения Delphi получен объединенный частотный спектр вибро и тензосигнала в режиме реального времени (рис. 5).
Объединение и наложения спектров вибро- и тензосигнала проводилось с целью выявления взаимосвязи и общих диагностических признаков, позволяющих выявлять неисправность оборудования локально.
23
31
I
На рис. 5 видно, что в районе полосовых частот оборотной частоты стенда, равной 50 Гц, наблюдаются общие пики и частотные всплески высокой интенсивности. Данный факт может подтверждать выдвинутые ранее предположения о наличии взаимосвязи влияния дефекта на вибро и тензоспектр.
Подводя итоги, можно отметить, что внедрение автоматизированных систем комплексной диагностики, базируемой на создании индивидуальных вибродиагностических и параметрических паспортов с возможностью локального подтверждения наличия дефекта с помощью анализа тензометриче-ского спектра, позволит получить следующий эффект:
- повышение качества оценки текущего технического состояния отдельных узлов и агрегата в целом;
- непрерывное предоставление широкого спектра оперативной и ретроспективной информации о техническом состоянии агрегата;
- осуществление облуживания оборудования по фактическому техническому состоянию, что, в свою
Рис. 5. Рабочее окно программы по разложению объединенных спектров тензо-и вибросигналов
очередь, позволяет эффективнее планировать ремонтные работы;
- возможность расчета и планирования оптимального срока вывода агрегатов в ремонт для снижения их стоимости.
Все эти факторы в совокупности будут способствовать устойчивой и безаварийной работе НКО, а также снижению значительных финансовых затрат на эксплуатацию.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Акбердин А.М. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций. М.: Недра, 2001. 475 с.
2. Смородова О.В. Вибродиагностирование технического состояния газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций магистральных газопроводов: дис. канд. техн. наук: 05.15.13. Уфа, 1999. 216 с.
3. Дегтярев А.А., Колотников М.Е., Кульчихин В.Г. и др. Вибрационная диагностика технического состояния ГТД в составе газоперекачивающего агрегата // Вестник Московского авиационного института. 2001. T. 4. № 4. С. 12-28.
4. Sullivan G.P. Pugh R. Melendez A.P. Hunt W.D. Opérations & Maintenance. Best Practices. Release 2.0. A Guide to
Achieving Operational Efficiency. - U.S. Department of Energy: 2004. P. 5.5-5.7.
5. РД 08.00-60.30.00-КТН-016-1-05. Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций. Уфа: ОАО «АК» Транснефть», 2005. 114 с.
6. ГОСТ Р ИСО 10816-3-99. Вибрация. Контроль состояния машин по результатам измерения вибрации на не вращающихся частях. Ч. 3. Промышленные машины номинальной мощностью свыше 15 кВт и номинальной скоростью от 120 до 15 000 об/мин. М.: ИПК Изд-во стандартов, 2000. 16 с.
7. Патент РФ № 2644646,13.02.2018. Способ диагностики технического состояния роторного оборудования / Валеев А.Р., Саубанов О.М, Харисов Р.М. Опубл.: 13.02.2018 Бюл. № 2017117320.
8. Методика М029.002. Система качества. Вибрационное обследование блока двигателей агрегатов ГПА-10 (01) с двигателями ДР-59Л (Л1), находящихся в эксплуатации. ОАО Кртз «КОНСТАР». 1999. 19 с.
REFERENCES
1. Gumerov A.G., Gumerov R.S., Akberdin A.M. Ekspluatatsiya oborudovaniya nefteperekachivayushchikh stantsiy [Operation of pumping stations equipment]. Moscow, Nedra Publ., 2001. 475 p.
2. Smorodova O.V. Vibrodiagnostirovaniye tekhnicheskogo sostoyaniya gazoperekachivayushchikh agregatov kompressornykh stantsiymagistral'nykh gazoprovodov. Diss. kand. tekh. nauk [Vibration diagnostics of the technical state of gas pumping units of compressor stations of main gas pipelines. Cand. tech. sci. diss.]. Ufa, 1999. 216 p.
3. Degtyarev A.A., Kolotnikov M.Ye., Kul'chikhin V.G. Vibration diagnostics of the technical condition of a gas turbine engine as part of a gas pumping unit. Vestnik Moskovskogo aviatsionnogo instituta, 2001, vol. 4, no. 4, pp.12-28 (In Russian).
4. Sullivan G.P. Pugh R. Melendez A.P. Hunt W.D. Operations & Maintenance. Best Practices. Release 2.0. A Guide to Achieving Operational Efficiency. U.S. Department of Energy Publ. 2004. pp. 5.5-5.7.
5. RD 08.00-60.30.00-KTN-016-1-05. Rukovodstvo po tekhnicheskomu obsluzhivaniyu i remontu oborudovaniya i sooruzheniy nefteperekachivayushchikh stantsiy [RD 08.00-60.30.00-KTN-016-1-05. Guidelines for the maintenance and repair of equipment and facilities of oil pumping stations]. Ufa, AK Transneft' Publ., 2005. 114 p.
6. GOST R ISO 10816-3-99. Vibratsiya. Kontroi sostoyaniya mashin po rezul'tatam izmereniya vibratsii na ne vrashchayushchikhsya chastyakh. Chast' 3. Promyshlennyye mashiny nominal'noy moshchnost'yu svyshe 15 kVt i nominal'noy skorost'yu ot 120 do 15000 ob/min [State Standard R ISO 10816-399. Mechanical vibration. Evaluation of machine vibration by measurements on non-rotating parts.
Part 3. Industrial machines with nominal power above 15 kW and nominal speeds between 120 r/min and 15000 r/ min]. Moscow, IPK Izdatel'stvo standartov Publ., 2000. 16 p.
7. Valeyev A.R., Saubanov O.M, Kharisov R.M. Sposob diagnostiki tekhnicheskogo sostoyaniya rotornogo oborudovaniya [Method for diagnosing the technical condition of rotary equipment]. Patent RF, no. 2644646, 2018.
8. Metodika M029.002 «Sistema kachestva. Vibratsionnoye obsledovaniye bloka dvigateley agregatov GPA-10 (01) s dvigatelyami DR-59L (L1), nakhodyashchikhsya v ekspluatatsii» OAO Krtz «KONSTAR» [Methodology М029.002 "Quality system. Vibration test engine block of GPA-10 units (01) with DR-59L (L1) engines in operation » OJSC Krtz KONSTAR]. 1999. 19 p.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Саубанов Оскар Маратович, аспирант, Уфимский государственный нефтяной технический университет. Валеев Анвар Рашитович, к.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Акимов Владимир Ильич, аспирант, Уфимский государственный нефтяной технический университет. Харисов Рустам Маратович, ст. преподаватель кафедры автоматизации технологических процессов и производств, Уфимский государственный нефтяной технический университет. Ташбулатов Радмир Расулевич, ст. преподаватель кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Oscar M. Saubanov, Graduate Student, Ufa State Petroleum Technological University.
Anvar R. Valeev, Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University.
Vladimir I. Akimov, Graduate Student, Ufa State Petroleum Technological University.
Rustam M. Kharisov, Senior Lecturer, Department of Automation of Technological Processes and Production, Ufa State Petroleum Technological University.
Radmir R. Tashbulatov, Senior Lecturer of the Department of Construction and Repair of Oil and Gas Pipelines and Gas and Oil Storage Facilities, Ufa State Petroleum Technological University.
