CC BY
0
УДК 622.691.4:519.8+621.644
https://doi.org/10.24412/0131-4270-2023-5-6-18-23
АНАЛИЗ НАДЕЖНОСТИ НАПОРНОГО ГАЗОПРОВОДА АГРС-УП-4 НА ОСНОВЕ ДАННЫХ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ
PRESSURE GAS PIPELINE AGRS-UP-4 RELIABILITY ANALISYS BASED ON EXPLOITATION DATA
Щипачев А.М.1, Аминов Х.С.2
1 Санкт-Петербургский горный университет, 199106, Санкт-Петербург, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-6148-6073, E-mail: schipachev_am@pers.spmi.ru
2 АО «РИМР» 199178, Санкт-Петербург, Россия E-mail: mchaydar@mail.ru
Резюме: На основе анализа данных, полученных в процессе эксплуатации и статистики отказов, построена математическая модель изменения показателей надежности напорного газопровода АГРС-УП-4. Установлены закономерности изменения показателей надежности трубопроводной системы, связанные с наработкой, сезонным и климатическими факторами и изменением свойств грунта засыпки.
Ключевые слова: надежность, интенсивность отказов, вероятность отказа, показатели надежности, закон распределения, статистическая обработка, риск, аварийная ситуация, статистический критерий.
Для цитирования: Щипачев А.М., Аминов Х.С. Анализ надежности напорного газопровода АГРС-УП-4 на основе данных по эксплуатации // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2023. № 5-6. С. 18-23.
D0I:10.24412/0131-4270-2023-5-6-18-23
Schipachev Andrey M.1, Aminov Khaydar S.2
1 Saint-Petersburg Mining University, 199106, Saint-Petersburg, Russia ORCID: https://orcid.org/0000-0001-6148-6073,
E-mail: schipachev_am@pers.spmi.ru
2 Joint stock company "RIMR", 199178, Saint-Petersburg, Russia
Abstract: Based on the analysis of data obtained in the process of operation and failure statistics, a mathematical model of changes in the reliability indicators of the pressure gas pipeline AGRS-UP-4 is constructed. The regularities of changes in the reliability indicators of the pipeline system associated with operating time, sea-sonal and climatic factors and changes in the properties of the filling soil are estab-lished.
Keywords: reliability, failure rate, probability of failure, reliability indicators, dis-tribution law, statistical processing, risk, emergency, statistical criteria.
For citation: Schipachev A.M., Aminov KH.S. PRESSURE GAS PIPELINE AGRS-UP-4 RELIABILITY ANALISYS BASED ON EXPLOITATION DATA. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2023, no. 5-6, pp. 18-23.
DOI:10.24412/0131-4270-2023-5-6-18-23
Введение
Надежность трубопроводных систем транспорта углеводородов непосредственно связана с устойчивостью и эффективностью их функционирования. Постоянная потребность в сырье не дает осуществлять остановки технологических цепочек поставок.
Несмотря на редкие и уменьшающиеся случаи аварийного реагирования, последствия крупных аварий для окружающей среды, общества и экономики остаются серьезными. После относительно высокой аварийности трубопроводов в 1970-х годах, внедрения и неэффективности ранних предписывающих руководств по безопасности трубопроводов в 1980-х годах, многие страны в последние три десятилетия включили в свое законодательство управление рисками и целостностью на основе эффективности.
Существует проблема оценки надежности технического объекта - конкретного трубопровода в целом или его участка. Трубопровод проектируется, сооружается и эксплуатируется таким образом, чтобы обеспечить безаварийную эксплуатацию. Вследствие этого аварии на трубопроводах довольно редки. Статистику, по которой можно было бы оценить показатели надежности, собрать затруднительно. Это отличает рассматриваемый технический объект от других [1, 2].
В статье рассматривается статистика аварийных ситуаций газопровода АГРС-УП-4. Его характеристики приведены в табл. 1.
Транспортируемой по газопроводу средой является очищенный от сероводорода попутный нефтяной газ.
Перекачка широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) от бензопарков установки комплексной подготовки нефти (УКПН) до центра управления производством (ЦУП) осуществляется насосами. В насосы ШФЛУ поступает с температурой не ниже -10 °С и не выше +30 °С. ШФЛУ с выкида насосов подается в систему промысловых трубопроводов под давлением до 4,0 МПа
Для нормальной работы насосов и исключения явления кавитации на всасывающей линии насоса должен быть обеспечен гарантированный напор не менее 0,3 МПа.
Все продуктопроводы от насосной станции до ЦУП проложены на глубине 1,0-2,2 м от верхней образующей трубы, имеют наружное антикоррозионное резинобитумное покрытие, снабжены отсекающими задвижками. Переходы через небольшие реки выполнены в одну нитку. Переходы через автодороги выполнены в патронах.
При эксплуатации трубопровода производится диагностирование, ревизия, испытание на прочность и плотность. На все трубопроводы должны оформляться паспорта.
Климат в Альметьевске является характерным для Поволжского региона. Достаточно теплое, временами довольно жаркое лето, умеренно холодная зима. Средняя температура в январе -10 °С, в июле +20 °С. Среднее количество осадков в год около 500 мм. Теплый сезон длится 3,7
I Таблица 1
Характеристики газопровода АГРС-УП-4
Размеры трубопровода Основной материал трубопровода Рабочие условия
Наименование трубопровода длина, диаметр, мм м P, МПа температура среды, С скорость коррозии, мм в год Категория трубопровода
Газопровод сухого газа от АГРС до УП-4 325x8 6546 Ст. 20 0,6 20 До 0,1 III
месяца, с 16 мая по 6 сентября, с максимальной среднесуточной температурой выше 19 °С. Самый жаркий месяц в году в Альметьевске - июль со средним температурным максимумом +25 °С и минимумом +15 °С. Холодный сезон длится 4,0 месяца, с 16 ноября по 15 марта, с минимальной среднесуточной температурой ниже -1 °С. Самый холодный месяц в году в Альметьевске - январь, со средним температурным максимумом -14 °С и минимумом -8 °С.
Методика исследований
Отследить поток отказов на отдельно взятом объекте и выявить за период наблюдения достаточный для статистической обработки объем данных по числу отказов является весьма сложной задачей. На практике эксплуатации магистральных трубопроводов зачастую для анализа поступает статистический материал ограниченного объема, что недостаточно для определения закона распределения случайной величины, которой является любая характеристика надежности. При наличии репрезентативной выборки ее можно подвергнуть статистической обработке, которая позволяет получить сведения о случайной величине с помощью оценки ее числовых характеристик [3, 4].
В данной работе для анализа были взяты данные по отказам, рассмотренные за два периода по 10 лет работы напорного газопровода, исключая время приработки в течение двух лет с момента ввода его в эксплуатацию. Полученные статистические данные, а также столь длительный период наблюдения позволяет использовать не усредненные показатели, а конкретные данные на реальном объекте трубопроводного транспорта в определенных условиях эксплуатации.
За основу для сбора статистических данных по отказам напорного газопровода было принято наблюдение за работой участков данного объекта, а именно АГРС-УП-4 с 2008-го и вплоть до конца 2018 года и ДНС-24С-УП-УП-1б с 1992-го и до конца 2002 года.
Информация об отказах в рассматриваемый промежуток времени дает возможность установить изменение интенсивности отказов в период окончания режима приработки и с начала периода нормальной эксплуатации оборудования. Конкретно этот период времени является наиболее важным с точки зрения определения характеристик начального уровня надежности оборудования. Установление наблюдения за напорным газопроводом и сбор информации об отказах в этот промежуток времени позволяют в наиболее полном объеме оценить уровень начального качества оборудования и наметить возможные аспекты «обратной связи» для дальнейшего проектирования и строительства аналогичных объектов
нефтегазовой промышленности [5, 6]. В первую очередь был проведен анализ общего количества отказов данного оборудования на определенном участке за каждый год наблюдения. Для этого сгруппировали исходные данные по каждому году отдельно, выявив ежегодное суммарное количество отказов независимо от причины их возникновения. Далее определили интенсивность отказов оборудования по формуле:
X = N/t,
где N - число отказов оборудования за время t, сут.
Также проанализирована связь между частотой возникновения отказов и сезонными особенностями климата в районе расположения анализируемого технического объекта. Чаще всего статистика отказов оборудования имеет определенную связь со сменой времени года. Анализ такого рода позволяет выделить в году периоды потенциально высокой частоты возникновения отказов и наименее опасные периоды, что способствует более глубокому пониманию реальных условий работы оборудования и причин их отказов.
Далее найдено распределение вероятности возникновения отказов относительно времен года. Для этого сгруппировали исходные данные в зависимости от календарного месяца, когда был зафиксирован отказ насосного оборудования, распределив отказы по временам года.
С целью вероятностной оценки надежности напорного газопровода, выбранного для анализа, произведена статистическая обработка данных. Для выявления вида функции распределения времени безотказной работы оборудования в качестве случайной величины было выбрано число отказов оборудования в заданном временном интервале.
Весь период наблюдения за участком газопровода был разбит на календарные интервалы продолжительностью 100 дней работы оборудования. Далее для каждого временного интервала было определено количество отказов и значение вероятности отказа в данном временном интервале.
Затем все результаты заносятся в итоговую таблицу и на основе полученных значений статистической вероятности отказов строится кривая функции распределения безотказной работы оборудования. Полученная кривая представлена на рис. 1
На следующем этапе необходимо оценить согласие выбранной теоретической функции распределения времени безотказной работы и статистической, для чего воспользуемся критерием А. Колмогорова [7], поскольку вид теоретической функции распределения и значение ее параметров определены. Исходя из полученных значений, гипотеза либо отвергается, либо принимается.
Результаты статистической обработки и анализ
На рис. 1 и 2 показаны графики зависимости интенсивности общего числа отказов участков напорного газопровода от календарного года, в период которого наблюдались отказы.
В последние два года работы оборудования, то есть в 2017 и 2018 годах, наблюдался участок старения, из-за чего количество отказов было достаточно высоким. С 2008 года наблюдается участок нормальной работы и постепенный выход на участок старения.
Такую же тенденцию можно заметить и на другом участке газопровода. Особое внимание нужно обратить на показания интенсивности отказов. В период с 1992 по 1998 год показания выше, чем с 2008 по 2014 год. Данная информация говорит о том, что в первый период на защиту газопровода уделялось меньше времени, а также можно предположить, что не хватало современных технологий.
Из графика на рис. 1 видно, что на участке старения, то есть в 2000-2002 и 2016-2018 годах наблюдаются пики отказов. Данная информация говорит о том, что срок эксплуатации трубопровода подходит к концу и нужны меры
для дальнейшего предотвращения аварийных ситуаций. На основании данной информации можно сделать предположение, что необходимо отслеживать сроки эксплуатации трубопровода и вовремя реагировать на отказы, иначе могут произойти чрезвычайные ситуации, влекущие за собой непоправимые последствия.
Также интересно проанализировать связь между частотой возникновения отказов и сезонными особенностями климата в районе расположения анализируемого технического объекта. Чаще всего статистика отказов оборудования имеет определенную связь со сменой времени года. Анализ такого рода позволяет выделить в году периоды потенциально высокой частоты возникновения отказов и наименее опасные периоды, что способствует более глубокому пониманию реальных условий работы оборудования и причин их отказов [8, 9].
Рассмотрим распределение вероятности возникновения отказов относительно времен года. Для этого сгруппируем исходные данные в зависимости от календарного месяца, когда был зафиксирован отказ насосного оборудования, распределив отказы по временам года. Полученные результаты графически представлены на рис. 3 и 4.
Рис.
1. Зависимость интенсивности общего числа отказов оборудования от года наблюдения за участком газопровода АГРС-УП-4
о
2006 2008
Рис. 2. Зависимость интенсивности общего числа отказов оборудования от года наблюдения за участком газопровода ДНС-24С-УП-УП-1б
0,05 0,045
0,04
0,035
0,03
0,025
0,02
0,015
\. 0,01 0,005
2010
2012 2014 2016 2018
2020
1990
1992
1994
1996 1998
2000
2002
2004
0
I
Рис. 3. Распределение вероятности возникновения отказа газопровода по временам года на участке АГРС-УП-4
0,0467
0,0467
0,0258
„„0,0142 0,0129
II
0,0290
0,0300
°,°323 0,0323
0,0387
0,0167
I
Рис. 4. Распределение вероятности возникновения отказа газопровода по временам года на участке ДНС-24С-УП-УП-1б
0,050
0,047
0,018
0,019
0,0097
0,013
0,026
0,027
0,029
0,032
0,048
0,020
0,013
I
Согласно рис. 3 и 4, наивысшее значение вероятности возникновения отказа демонстрируется в апреле, сентябре и октябре. Весенне-осенний период является наиболее дождливым для данного региона. Как известно, дожди размывают почву, по этой причине земля уже не сдерживает газопровод так, как это происходит в зимнее и летнее время года. Из-за этого возникают отказы, связанные с изменением геометрии трубопровода, а также отказы, вызванные выпадением осадков.
С целью оценки надежности напорного газопровода произведена статистическая обработка данных. Для выявления вида функции распределения времени безотказной работы оборудования в качестве случайной величины было выбрано число отказов оборудования в заданном временном интервале.
Весь период наблюдения был разбит на календарные интервалы продолжительностью 100 дней работы оборудования. Далее для каждого временного интервала было определено количество отказов и значение вероятности отказа в данном временном интервале.
Значения статистической вероятности безотказной работы оборудования определяются согласно следующей формуле:
РД)
1
■ рц ),
Согласно принципу минимизации величины критерия
N 2
Э = £[1п р(0 + Х ]2, /=1
используем частную производную dS/dX и присваиваем ей нулевое значение, из чего получаем выражение для определения параметра X в следующем виде:
ШгР в)
где РЩ - вероятность отказа на /-м интервале.
Далее все результаты заносятся в итоговую таблицу и на основе полученных значений статистической вероятности отказов строится кривая функции распределения безотказной работы оборудования. Полученные кривые представлены на рис. 5 и 6 для каждой станции соответственно.
Характер полученных кривых функции распределения безотказной работы позволяет сделать предположение об экспоненциальном законе распределения времени безотказной работы насосного оборудования вида:
Р^) = е-Ч
Чтобы определить значение параметра X, используем метод наименьших квадратов [7]. Тогда запишем выражение в следующей форме:
Y = 1пР^) = -Х^
На основе результатов промежуточных вычислений рассчитываем значение параметра X для каждого рассматриваемого объекта.
На следующем этапе необходимо оценить согласие выбранной теоретической функции распределения времени безотказной работы Р^) и статистической Рс(О, для чего воспользуемся критерием Колмогорова [9] по причине того, что вид теоретической функции распределения и значение ее параметров определены.
В случае использования критерия Колмогорова находят меру расхождения [9]
где О - максимальное значение модуля разности теоретического и статистического распределения, рассчитываемое для всех интервалов времени и определяемое по формуле
О = 1Р^) - Рс«|,
N - объем статистической выборки, то есть число отказов оборудования, зарегистрированное за весь рассматриваемый период.
На основе найденного значения ^ определяют табулированную функцию Р(-ц). Если значение табулированной функции больше или равно 0,25, то рабочую гипотезу принимают и, соответственно, принятое теоретическое распределение вероятности безотказной работы считается не противоречащим статистическому. Если же значение ниже 0,05, то функцию отвергают. Промежуточные значения не дают основания полностью отвергать функцию, а имеющееся расхождение обуславливается недостаточным
|Рис. 5. Кривая функции распределения безотказной работы участка газопровода АГРС-УП-4
|Рис. 6. Кривая функции распределения безотказной работы участка газопровода ДНС-24С-УП-УП-1б
1
0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0
1
0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
0
0
объемом статистических данных или другими случайными причинами.
Полученные значения табулированной функции имеют значение выше 0,25, что свидетельствует о сходимости статистического и теоретического распределения вероятности безотказной работы насосного оборудования, что позволяет сделать вывод о верно выполненном анализе имеющихся исходных данных.
Анализ результатов исследования
Поскольку интенсивность отказов является функцией времени, данный показатель позволяет определить характерные участки работы оборудования, поэтому на основе данного показателя был проведен общий анализ статистики отказов оборудования [10].
В последние два года работы оборудования, то есть в 2017 и 2018 годах, наблюдался участок старения, из-за чего количество отказов было довольно высоким. С 2008 года наблюдается участок нормальной работы и постепенный выход на участок старения.
Такую же тенденцию можно заметить и на другом участке газопровода. Особое внимание нужно обратить на показания удельной интенсивности. В период с 1992 по 1998 год показания выше, чем с 2008 по 2014 год, данная информация говорит о том, что в первый период на защиту газопровода уделялось меньше времени, а также можно предположить, что не хватало современных технологий.
На графиках (см. рис. 1, 2) видно, что на участке старения, то есть в 2000-2002 и 2016-2018 годах наблюдаются пики отказов. Данная информация говорит о том, что срок эксплуатации трубопровода подходит к концу и нужны меры для дальнейшего предотвращения аварийных ситуаций. На основании данной информации можно сделать предположение, что необходимо отслеживать сроки эксплуатации трубопровода и вовремя реагировать на отказы, иначе могут произойти чрезвычайные ситуации, которые приведут к необратимым последствиям.
Также проведен анализ с целью выявления связи статистики отказов со сменой времен года путем группировки исходных данных с разбивкой по месяцам, когда был зафиксирован отказ оборудования.
Согласно графикам представленным на рис. 3 и 4, наивысшее значение вероятности возникновения отказа демонстрируется в апреле, сентябре и октябре. Весенне-осенний период является наиболее дождливым для данного региона. Как известно, дожди размывают почву, по этой причине земля уже не сдерживает газопровод так, как это происходит в зимнее и летнее время года. Из-за этого возникают отказы, связанные с изменением геометрии трубопровода, а также отказы, вызванные выпадением осадков.
Результаты анализа для участка газопровода АГРС-УП-4 показывают наибольшее значение вероятности возникновения отказа в апреле, а также достаточно высокие значения в сентябре и октябре. В районе расположения данного участка находятся грунты, которые в весенне-осенний период проявляют себя большими проблемами, нежели в другие сезоны. Проседание верхних частей толщи грунтов и развитие процесса термокарста ведет к образованию термопросадок и, как следствие, ненормированным нагрузкам на ЛЧ, из-за чего возникают дефекты и аварийные ситуации, влияющие на близлежащие по трассе объекты нефтепровода, в том числе на газопроводе. Также стоит отметить тот факт, что газопровод изменяет свою геометрию во время проседания грунта. Это говорит о том, что во избежание таких проблем нужно тщательнее защищать газопровод, чтобы не произошли аварийные ситуации [11].
С целью оценки надежности напорного газопровода, выбранного для анализа, произведена статистическая обработка данных. Для выявления вида функции распределения времени безотказной работы оборудования в качестве случайной величины было выбрано число отказов оборудования в заданном временном интервале [12].
Характер полученных кривых функции распределения безотказной работы позволяет сделать предположение об экспоненциальном законе распределения времени безотказной работы газопровода.
Проверка сходимости статистического и теоретического распределения вероятности безотказной работы насосного оборудования была сделана с использованием критерия Колмогорова. По результатам проверки сходимость была подтверждена, что свидетельствует об успешно выполненном анализе имеющихся исходных данных.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Харионовский В.В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. М.: Недра, 2000. С. 135-174.
2. Белкин А.П. Совершенствование методов оценки остаточного ресурса электродвигателей магистральных насосных агрегатов по параметрам вибрации и износа // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 1(9). С. 88-93.
3. ГОСТ 27.310-95. Надежность в технике. Анализ видов, последствий и критичности отказов. Основные положения.
4. Байков И.Р., Шайбаков Р.А., Елисеев М.В. и др. Анализ причин отказов насосного оборудования по эмпирическим данным. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/analiz-prichin-otkazov-nasosnogo-oborudovaniya-po-empiricheskim-dannym (дата обращения: 20.04.2023).
5. Карманов А.В., Росляков Д.А. Оценка эксплуатационных показателей надежности магистральных насосов магистральных нефтепродуктопроводов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2015. № 12. С. 41-45.
6. Рудаченко А.В., Байкин С.С. Эксплуатационная надежность трубопроводных систем: учебное пособие. Томск: Изд-во ТПУ, 2008. 118 с.
7. Васнев С.А. Статистика: Учеб. пособие. М.: МГУП, 2001. 170 с.
8. Салюков В.В., Харионовский В.В. Магистральные газопроводы. Диагностика и управление техническим состоянием. М.: Недра, 2016. 213 с.
9. 9.Силкин В.М., Курганова И.Н. Методика оценки ресурса магистральных газопроводов на этапе проектирования / В Сб. науч. Трудов «Проблемы системной надежности и безопасности транспорта газа». М.: ВНИИГАЗ, 2008. С. 48-64.
10. 10. ГОСТ 27.002-2015. Надежность в технике. Термины и определения.
11. ВРД 39-1.10-043-2001. Положение о порядке продления ресурса магистральных газопроводов ОАО «Газпром» URL: http://files.stroyinf.rU/Index2/1/4293800/4293800146.htm (дата обращения: 18.05.2023).
12. Харионовский В.В. Работоспособность газопроводов с большими сроками эксплуатации // Газовая промышленность, 2017. № 5. С. 56-61.
REFERENCES
1. Kharionovskiy V.V. Nadezhnost' i resurs konstruktsiy gazoprovodov [Reliability and service life of gas pipeline structures]. Moscow, Nedra Publ., 2000. pp. 135-174.
2. Belkin A.P. Improving methods for assessing the residual life of electric motors of main pumping units based on vibration and wear parameters. Nauka i tekhnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov, 2013, no. 1(9), pp. 88-93 (In Russian).
3. GOST 27.310-95. Nadezhnost v tekhnike. Analiz vidov, posledstviy i kritichnosti otkazov. Osnovnyye polozheniya [State Standard 27.310-95. Dependability in technics. Failure mode, effects and criticality analisys. Basic principles].
4. Baykov I.R., Shaybakov R.A., Yeliseyev M.V. Analiz prichin otkazov nasosnogo oborudovaniya po empiricheskim dannym (Analysis of the causes of failures of pumping equipment based on empirical data) Available at: https:// cyberleninka.ru/article/n/analiz-prichin-otkazov-nasosnogo-oborudovaniya-po-empiricheskim-dannym (accessed 20 April 2023).
5. Karmanov A.V., Roslyakov D.A. Assessment of operational reliability indicators of main pumps of main oil product pipelines. Avtomatizatsiya, telemekhanizatsiya i svyaz' v neftyanoy promyshlennosti, 2015, no. 12, pp. 41-45 (In Russian).
6. Rudachenko A.V., Baykin S.S. Ekspluatatsionnaya nadezhnost' truboprovodnykh system [Operational reliability of pipeline systems]. Tomsk, TPU Publ., 2008. 118 p.
7. Vasnev S.A. Statistika [Statistics]. Moscow, MGUP Publ., 2001. 170 p.
8. Salyukov V.V., Kharionovskiy V.V. Magistral'nyye gazoprovody. Diagnostika iupravleniye tekhnicheskim sostoyaniyem [Main gas pipelines. Diagnostics and technical condition management]. Moscow, Nedra Publ., 2016. 213 p.
9. Silkin V.M., Kurganova I.N. Metodika otsenki resursa magistral'nykh gazoprovodov na etape proyektirovaniya [Methodology for assessing the resource of main gas pipelines at the design stage]. Trudy «Problemy sistemnoy nadezhnostiibezopasnostitransportagaza» [Proc. of "Problems of system reliability and safety of gas transportation."]. Moscow, 2008, pp. 48-64.
10. GOST 27.002-2015 Nadezhnost' v tekhnike. Terminy i opredeleniya [State Standard 27.002-2015. Dependability in technics. Terms and definitions].
11. VRD 39-1.10-043-2001. Polozheniye o poryadke prodleniya resursa magistral'nykh gazoprovodov OAO «Gazprom» (VRD 39-1.10-043-2001. Regulations on the procedure for extending the life of main gas pipelines of Gazprom OJSC) Available at: http://files.stroyinf.ru/Index2/1/4293800/4293800146.htm (accessed 18 May 2023)
12. Kharionovskiy V.V. Performance of gas pipelines with long service life. Gazovaya promyshlennost', 2017, no. 5, pp. 56-61 (In Russian).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Щипачев Андрей Михайлович, д.т.н, профессор, завкафедрой Andrey M. Schipachev, Dr. Sci. (Tech.), Prof., Head of the Department of
транспорта и хранения нефти и газа, Санкт-Петербургский горный Transport and Storage of Oil and Gas, Saint-Petersburg Mining University.
университет. Khaydar S. Aminov, Metrology Engineer, Joint stock company " Аминов Хайдар Салаватович, инженер-метролог, АО «РИМР».
