CC BY
200
УДК 622.692.41
ИССЛЕДОВАНИЕ
НАПРЯЖЕННО-
ДЕФОРМИРОВАННОГО
СОСТОЯНИЯ ПОТЕНЦИАЛЬНО
ОПАСНОГО УЧАСТКА
МАГИСТРАЛЬНОГО
ГАЗОПРОВОДА
М.Б. ТАГИРОВ, аспирант кафедры сооружения и ремонта газонефтепроводов и газонефтехранилищ.
Ф.М. МУСТАФИН, д.т.н., проф., завкафедрой сооружения и ремонта газонефтепроводов и газонефтехранилищ
Р.М. АСКАРОВ, д.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д.1). E-mail: tagirovmarsel@gmail.com
Т.А. БАКИЕВ, д.т.н., проф., начальник инженерно-технического центра
ООО «Газпром трансгаз Уфа» (Россия, 450054, Республика Башкортостан, г. Уфа,
ул. Р. Зорге, д. 59).
В рамках данной статьи проведено исследование напряженно-деформированного состояния (НДС) надземного перехода магистрального газопровода (МГ) «Челябинск-Петровск» диаметром 1420 мм. Надземный переход МГ сооружен из отводов холодного гнутья (ОХГ). Ограничений на использование ОХГ при строительстве надземных переходов в нормативной документации не обнаружено, но на практике такое исполнение встречается довольно редко. В процессе исследование рассмотрена проектная и исполнительная документация на данный участок МГ, проведен анализ данных внутритрубной диагностики (ВТД), и наружного обследования надземного перехода. Выявлены ряд неточностей проектирования и отклонения от нормативных требований при строительстве участка надземного перехода МГ, что привело к образованию высоких напряжений в металле трубопровода. Даны рекомендации для дальнейшего мониторинга НДС участка надземного перехода МГ.
Ключевые слова: магистральный газопровод, напряжения, отвод холодного гнутья, радиус изгиба, внутритрубная диагностика.
В зависимости от рельефа местности, географической ситуации в зоне строительства, а также по технологическим соображениям при сооружении магистральных трубопроводов устраивают криволинейные участки. Различают повороты трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях [1]. Повороты могут выполняться упругим изгибом, а там, где нет возможности выдержать допустимый радиус упругого изгиба, используют отводы холодного гнутья. Отводы могут изготавливаться из одиночных труб (рис. 1) или двухтрубных секций (рис. 2) с помощью пластического изгиба на специальных трубогибочных машинах.
Особенностью ОХГ является одновременное наличие: упругой зоны трубной стали, расположенной, как правило, у концов трубы, пластической зоны с определенным расчетным углом и радиусом изгиба (для диаметра 1420 мм -это 60 м) [2], которая, собственно, и определяет кривизну, например, 3°; и переходная зона, расположенная между ними.
При изготовлении ОХГ, то есть в процессе гибки металл трубы претерпевает пластическую деформацию и меняет
свои первоначальные характеристики (переменный параметр упругости (модуль Юнга) - Е, переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона) - р. Применение действующих стандартов и методик для расчета и оценки напряженно-деформированного состояния (НДС) на участках с ОХГ не предусмотрено [3, 4].
Статистика отказов ООО «Газпром трансгаз Уфа» на магистральных газопроводах диаметром 1420 мм показывает, что 7 из 11 произошли на ОХГ Поэтому оценка технического состояния участков МГ с ОХГ является одной из приоритетных, в особенности на участках, где имеются отступления от проектных решений, а также несоответствия радиусов и углов изгиба нормативным значениям.
По вышеуказанным причинам участки МГ, выполненные из одного или нескольких ОХГ одновременно, являются малоисследованными. На рис. 3 приводится надземный переход (НП) диаметром 1420 мм из ОХГ, построенный по данным геодезического позиционирования. Прямого запрета на использование ОХГ при сооружении НП
Рис. 1. ОХГ из одной трубы:
Вн - наружный диаметр отвода; а - угол гибки отвода; 11 и 13 - прямые концы отвода; 12 - гнутая часть отвода
| Рис. 3. Надземный переход МГ
Рис. 2. ОХГ из двух труб:
1,2 - трубы, образующие отвод; Вн - наружный диаметр отвода; 1,13 - прямые концы отвода; 12 - гнутая часть отвода; 14,15 - прямые участки труб у поперечного сварного шва; а - угол гибки отвода; С - поперечный сварной шов, соединяющий трубы
в нормативной документации и открытой печати не обнаружено, но на практике такое исполнение встречается редко, например такой НП уникальный, единственный в ООО «Газпром трансгаз Уфа».
На рис. 4 приводится проектный вариант НП с прямолинейной надземной частью, переход из подземной в надземную часть состоит из крутоизогнутых отводов. Следует отметить, что для МГ ООО «Газпром трансгаз Уфа» диаметром 1420 мм при их сооружении вообще характерна замена крутоизогнутых отводов (проектный вариант) на несколько ОХГ [5]. При дальнейшей эксплуатации такое отступление привело к повышенной аварийности по причине поперечного КРН [5, 6].
Сравнение рис. 3 и 4 указывает на отступление от проектного решения, выразившееся не только в замене крутоизогнутых отводов на ОХГ, но и отсутствии прямолинейного участка надземной части.
Кроме того, отметим побочный эффект: визуальное сравнение проектного и фактического вариантов на рис. 3 и 4 показывает, что затруднен водопропускной режим под надземной частью, где максимальная глубина составляет
1,4 м по сравнению с 2,3 м по проекту. Это может вызывать скопление мусора в зоне НП, особенно в паводковый период, то есть способствует снижению надежности.
Согласно [5, 6], на участках, выполненных с отступлением от проекта, к поперечному КРН, а затем и к отказу приводит несоответствие профиля траншеи, выполненного по проекту под крутоизогнутых отводов. Фактическая прокладка из нескольких ОХГ приводит к перераспределению изгибных напряжений с акцентом на низшую точку профиля, где имеют место пустоты (пазухи). Именно там наиболее вероятно возникновение поперечной магистральной трещины. Кроме того, в отличие от НП при подземном исполнении, где на трубопровод воздействует проектная нагрузка в виде грунта (толщиной 1,0 м [3]) весом больше веса трубы, для трубопроводов, пересекающих овраги, по мере эксплуатации становится непроектной,
2
Таблица 1
Данные ВТД [6] по радиусам ОИГ12011 год)
№ трубы Проектное значение Фактическое значение Разница, м
радиус, м толщина стенки, мм радиус, м толщина стенки, мм
8442 60 (19,5) 19,5 90 19,5 30
8443 60 (19,5) 19,5 90 16,5 30
8444 60 (19,5) 19,5 75 19,5 15
445 60 (19,5) 19,5 86 16,5 26
8446 60 (19,5) 19,5 91 19,5 31
так как потревоженный при строительстве слой плодородного и минерального грунта, сползает со склонов на дно оврага и в местах аварий достигает от 3,0 до 4,0 м [5].
С целью анализа и оценки технического состояния НП, приведенного на рис. 3, было выполнено комплексное диагностическое обследование, включающее:
- анализ проектной и исполнительной документации;
- анализ отчета внутритрубной диагностики (ВТД) [7];
- расчет напряженно-деформированного состояния (НДС) по данным геодезических измерений;
- измерение кольцевых и продольных напряжений в трассовых условиях при рабочих параметрах транспорта газа в упругой зоне ОХГ
- использование новой технологии выявления ПОУ с последующей оценкой технического состояния средствами ВТД.
Проектом (рис. 4) предусмотрены прямолинейная надземная часть и два крутоизогнутых отвода в начале и конце участка с общим углом 36,5°. Согласно данным ВТД [7] и данным журнала строительно-монтажных работ, монтаж участка был выполнен из труб 19,5 мм (проект) и 16,5 мм производства Маппезтапп (Германия). Фактически на НП (см. рис. 3) [6] смонтированы четыре отвода: № 8442-50 (радиус 90 м), № 8443-70 (радиус 90 м), № 8444-40 (радиус 75 м), № 8445-30 (радиус 86 м) выпуклые вниз с суммарным углом 190 и ОХГ № 8446-40 (радиус 91 м) выпуклый вверх, что в сумме дает 150. Согласования на изменение проекта в исполнительной документации не обнаружено.
Уклон берегов оврага (надземной части участка газопровода) по данным геодезического позиционирования (см. рис. 3) составил угол 27,60 (11,70и 15,90). То есть угол наклона МГ не выдержан, разница между фактическим углом наклона берегов оврага и суммарным углом ОХГ составляет 27,60-150 = 12,6°. Кроме того, угол наклона берегов оврага отличается от проектного на 9,4° (370(пр.) 27,6°(ф.) = 9,4°) то есть очевидна неточность проектирования. Таким образом, подрядная организация, выполнявшая строительство МГ, в силу вышеизложенных причин не имела возможности построить НП в полном соответствии с проектом. К тому же принятый вариант сооружения не отвечает требованиям [3] по толщине стенки ОХГ № 8443 и № 8445, что относит его к 3-й категории (согласно [3], надземная составляющая НП должна соответствовать 2-й категории). На наш взгляд, при строительстве МГ подземное исполнение выглядит предпочтительнее, так как фактически выполненный НП выглядит конгломератом надземного и подземного вариантов.
Сравнительный анализ фактического исполнения профиля трубопровода из ОХГ и уклона берегов оврага показывает, что несоответствие в 12,6° должно распрямлять
надземную часть трубопровода, сжимая выпуклую нижнюю образующую, растягивая вогнутую верхнюю. Эта тенденция отразилась в радиусах ОХГ (табл. 1).
Из табл. 1 видно, что все ОХГ имеют фактический радиус больше проектного (60 м). Следует иметь в виду, что при строительстве МГ радиус ОХГ не должен превышать 60 м [9]. Таким образом, после более чем 30 лет эксплуатации ОХГ радиус значительно изменился, что подтверждает ранее указанное предположение о том, что надземная часть НП имеет тенденцию к растяжению верхней образующей и сжатию нижней. Кроме того, по данным последующих плановых ВТД, появляется возможность отслеживать изменение радиусов ОХГ а значит, и динамику изменения НДС НП.
Расчет НДС НП, выполненный по данным ГП (рис. 5), отобразил уровень напряжений преимущественно в подземной части, так как существующая нормативная база [3, 4] из-за наличия ОХГ не позволяет оценить этот уровень на надземной части.
Характеризуя теоретические методики расчета НДС в трубопроводах, отметим, что они производятся, как правило, на основе идеализированных моделей, рассчитанных на принятии ряда гипотез о характере напряженного или деформированного состояния, что позволяет получить аналитические решения рассматриваемых задач. При этом применимость предложенных инженерных подходов к анализу основных параметров НДС обосновывается обычно путем сопоставления соответствующих расчетных и экспериментальных данных. В нашем случае экспериментальные исследования по измерениям НДС проводились в трассовых условиях непосредственно
Рис. 5. Эпюра продольных напряжений НП (расчетные напряжения: 420 МПа - растягивающие; 220 МПа (для 5 =19,5), 160 МПа (для 5 =16,5) - сжимающие, согласно [31), фоном выделена зона ОХГ
ООО
МО
■ЮО -------
го 30 40 50 60 то во 00
-А-НИМ14Я0£|М1У>0Ы|М ■ 8ср«»«*ио6<м*ц0ци>» м
* В*рхмяя обратдаид* • Нижняя обриугаци
Таблица 2
Результаты контроля НДС в упругой зоне надземной части
Шурф 1 Шурф 2 Шурф 3 Давление газа,
Труба 8442 Труба 8443 Труба 8444 МПа
№ точки Сечение
1 3 5 5,5
Напряжения, МПа
Кольцевые Температура газа, град.
0 350 203 380 213 300 202
3 80 187 75 195 80 184
6 -150 183 -120 189 -180 181 19
9 65 188 75 215 90 196
на надземной части НП, в упругих зонах трубопровода (за пределами пластической зоны ОХГ см. рис. 3, сечения 1, 3, 5). Измерения проводились анализатором напряжений магнитно-шумовым ЯоПэсап 200-1, основные результаты приводятся в табл. 2. Магнитно-шумовой метод входит в число рекомендуемых в ПАО «Газпром» [8].
Согласно данным табл. 2, максимальные продольные растягивающие напряжения расположены на верхней образующей 0 ч, то есть на выпуклой части. На ОХГ 8443, с толщиной стенки 16,5 мм они максимальны и составляют 380 МПа - выше по сравнению с трубами 8442 и 8444 -350 и 300 МПа соответственно. Кроме того, кольцевые напряжения на этой трубе также выше, что объясняется меньшей толщиной стенки. Из рис. 5 видно, что на надземной части МГ величина измеренных продольных напряжений находится рядом с границей допустимых напряжений [3]. Все продольные напряжения выше допустимых, радиус упругого изгиба которых, согласно [9], не должен быть менее 1000 D, что в переводе на изгибные напряжения, согласно [3], составляют около 100 МПа.
Экспериментальные замеры подтвердили аналитический вывод о возможных напряжениях на верхней образующей, когда продольные растягивающие напряжения действуют по верхней образующей трубопровода, а продольные сжимающие - по нижней, то есть стараются «распрямить» НП. Следует ожидать, что при таком векторе изгибных напряжений возникает непроектная нагрузка на сварные стыки по верхней образующей и сжимающая по нижней образующей. Опыт ООО «Газпром трансгаз Уфа» свидетельствует, что разрушение по сварным стыкам возможно без образования магистральной трещины, то есть только под воздействием высоких изгибных напряжений [10].
В нашем случае картина напряжений значительно отличается от приведенных в [5] подземных вариантов пересечений оврагов, проложенных из ОХГ и приведших к отказам, например, отсутствует непроектный слой грунта над трубой, который приводит к прогибу и уменьшению радиуса, более того, растягивающие силы стремятся «разогнуть» НП.
В работе [11] приводится новая технология выявления потенциально опасных участков МГ и оценки изгибных напряжений по радиусам упругого и упругопластического изгиба средствами ВТД. Эти радиусы можно перевести в изгибные напряжения по формуле [3]
БОн ' 2р
(1)
где: Б - модуль упругости трубной стали, МПа; О - диаметр трубопровода, м; р - радиус упругого изгиба участка, м.
На рис. 6 приводится график кривизны (радиусов) рассматриваемого участка НП, фоном выделены зоны ОХГ
Основные преимущества графических данных в наглядности. Переведем графическую составляющую рис. 6 на величину минимальных радиусов пластической зоны: ОХГ 8442 - 103 м (по табл. 1 - 90 м); ОХГ 8443 - 91 м (90 м); ОХГ 8444 - 115 м (75 м); ОХГ 8445 - 138 м (86 м); ОХГ 8446 - 142 м (91 м). В то же время направление (знак) напряжений на графике не отражается.
Как было упомянуто выше, на ОХГ имеется упругая зона в районе сварных стыков. Рассмотрим максимальные радиусы упругого изгиба в этих зонах по графику рис. 6, результаты: между ОХГ 8442-8443 -120 м; ОХГ 8443-8444 - 116 м; ОХГ 8444-8445 - 183 м; 8445-8446 - 192 м; 8446-8447 - 250 м. Естественно, таких радиусов в упругой зоне трубопровода не может быть, это погрешности измерений (видимо, в силу инерционности снаряда ВТД), их можно рассматривать как тенденцию, что подтверждают измеренные напряжения в упругой зоне (см. табл. 2), согласно которым фактический уровень изгибных напряжений
Рис. 6. График кривизны участка НПМГ с ОХГ
| Рис. 7. График кривизны МГ с ОХГ
и» № йя) шо swx ÎWJ «а» ка № ш ш ви m» яш m
составляет около 350 МПа (в пересчете по формуле 2 на радиус изгиба получается около 400 м).
Таким образом, по результатам измерения радиусов изгиба средствами ВТД (рис. 6) можно отметить, что минимальные радиусы ОХГ в пластической зоне близки к фактическим (представленным в отчете ВТД [7]) вплоть до полного совпадения, например на ОХГ 8443.
На рис. 7 приводится график кривизны с ОХГ [7]. Сравнение рис. 6 и 7 показывает:
- если два и более ОХГ соединены между собой (см. рис. 6), упругий участок между ними отражается в искаженном виде (уменьшение радиуса в разы);
- если между двумя ОХГ имеется хотя бы одна прямолинейная труба (см. рис. 7), то наличие упругой составляющей ОХГ не подлежит сомнению. На трех промежуточных участках радиусы упругого изгиба в двух случаях более 1000 D, то есть соответствуют [9], в одном - более 500 D, допустимо, согласно отчетам ВТД.
Выводы
Проведенное на примере НП МГ исследование позволило выявить некоторые особенности прокладки трубопроводов из одного или нескольких ОХГ
- проектный вариант предусматривает прямолинейную прокладку надземной части с использованием крутоизогнутых отводов на переходе земля-воздух;
- ошибки допущены на стадии проектирования, неправильно определены углы наклона берегов оврага, а значит ошибочно назначены углы крутоизогнутых отводов;
- использование ОХГ исключило прямолинейную надземную часть НП, сваренная плеть по суммарному углу не совпадала с углом наклона берегов оврага, вектор сил способствовал «распрямлению» надземной части;
- измерение НДС приборным методом, непосредственно на надземной части перехода показали, что на верхней образующей имеют место ненормативные растягивающие напряжения, т.е. они подтвердили «распрямление» НП;
ВТД позволяет с достаточной точностью измерять радиус пластической зоны ОХГ и по изменению его величины отслеживать по данным плановых ВТД изменения НДС, а значит оценить на соответствие требованиям нормативных требований;
- преимуществом графического изображения (ВТД) является наглядность и достаточная точность измерения радиусов пластической зоны ОХГ В то же время радиусы упругой зоны между двумя и более ОХГ не соответствуют реальным, однако если между ОХГ проложена хотя бы одна прямолинейная труба радиусы изгиба приближены к фактическим.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Крикун В.Я. Трубогибочные работы на строительстве трубопроводов. М.: Недра, 1978. 208 с.
2. ГОСТ 24950-81. Отводы гнутые и вставки кривые на поворотах линейной части стальных магистральных трубопроводов. М.: Издательство стандартов, 2003. 13 с.
3. СП 36.13330.2012. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы / Госстрой России. М.: ФАУ «ФЦС», 2012. 93 с.
4. Инструкция по определению по данным геодезической съемки фактического напряженно-деформированного состояния участков газопроводов, расположенных на территориях с опасными геодинамическими процессами, и оценки их работоспособности. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2003.
5. Аскаров Р.М. Развитие и научное обоснование методов ремонта магистральных нефтегазопроводов без остановки транспортировки продукта: дис. ... д-ра техн. наук: 25.00.19. Уфа, 2009. 321 с.
6. Чучкалов М.В. Разработка методов выявления, торможения и предотвращения коррозионного растрескивания под напряжением на магистральных газопроводах: автореф. дис. ... д-ра техн. наук: 25.00.19 / Чучкалов Михаил Владимирович. Уфа, 2015. 51 с.
7. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода Челябинск-Петровск. М.: ЗАО НПО «Спецнефтегаз», 2015. 92 с.
8. СТО Газпром 2-2.3-243-2008. Инструкция по проведению измерений напряжений в металле трубопроводов при использовании приборов, основанных на магнитошумовом методе. Введ. с 15.08.2008. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2009. 25 с.
9. СП 86.13330.2012. Актуализированная редакция СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы. М.: Минрегион России, 2012. 47 с.
10. Чучкалов М.В., Аскаров Р.М. Особенности проявления поперечного коррозионного растрескивания под напряжением // Газовая промышленность. 2014. № 3 (703). С. 37-39. [9]
11. Усманов Р.Р., Чучкалов М.В., Аскаров Р.М. Концепция безаварийной эксплуатации и капитального ремонта магистральных газопроводов ОАО «Газпром» // Газовая промышленность. 2015. № 1. С. 28-31. [10]
INVESTIGATION OF THE STRESS-STRAIN STATE OF POTENTIALLY DANGEROUS MAIN GAS PIPELINE SECTION
TAGIROV M.B., Post-graduate Student of Department of Construction and Maintenance of Oil and Gas Pipelines and
Storages
MUSTAFIN F.M., Dr. Sci. (Tech.), Prof., Head of Department of Construction and Maintenance of Oil and Gas Pipelines and Storages
ASKAROV R.M., Dr. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of Department of Transport and Storage of Oil and Gas
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Bashkortostan,
Russia). E-mail: HYPERLINK «mailto:tagirovmarsel@gmail.com~tagirovmarselSgmail.com
BAKIEV T.A., Dr. Sci. (Tech.), Prof., Head of Engineering and Technology Center
Gazprom Transgas Ufa (59, R. Zorghe St.,450054, Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia).
ABSTRACT
This article studies the stress-strain state (SSS) of elevated crossing of the main gas pipeline (MG) «Chelyabinsk-Petrovsk» with a diameter of 1420 mm. Elevated crossing of MG is built of bends of cold bending (BCB). Restrictions on the use of BCB in the construction of elevated crossings in the regulatory documents are not discovered, but in practice the performance is quite rare. In the process the study describes the project and Executive documentation on this site of MG, the analysis of pigging data (PD), and external examination of an elevated crossing. A number of inaccuracies in the design and deviations from regulatory requirements have been revealed during the construction of an elevated crossing of MG, which led to the formation of high stresses in the metal of the pipeline. Recommendations are given for further monitoring of the SSS of the site of elevated transition of MG. Keywords: main gas pipeline, strain, pipe bend, the bending radius, in-line inspection.
REFERENCES
1. Krikun V. Ja. Trubogibochnye raboty na stroitel'stve truboprovodov [Pipe bending work on the construction of pipelines]. Moscow, Nedra Publ., 1978. 208 p.
2. GOST 24950-81. Otvody gnutye i vstavki krivye na povorotakh linejnoj chasti stal'nyh magistral'nykh truboprovodov [State Standard 24950-81. Curved bends and curves of the insert on the turns of the linear part of main pipelines of steel]. Moscow, Ministerstvo stroitel'stva predprijatij neftjanoj i gazovoj promyshlennosti Publ., 2003. 13 p.
3. SP 36.13330.2012. Aktualizirovannaja redakcija SNiP 2.05.06-85* Magistral'nye truboprovody [The updated edition of SN&P 2.05.06-85 * Trunk pipelines. Russian Ministry of Construction. Moscow, FAU «FTSS» Publ., 2012. 93 p.
4. Instrukcija po opredeleniju po dannym geodezicheskoj s'emki fakticheskogo naprjazhenno-deformirovannogo sostojanija uchastkov gazoprovodov, raspolozhennyh na territorijah s opasnymi geodinamicheskimi processami, i ocenki ih rabotosposobnosti [Instructions for determining according to surveying the actual stress-strain state gas stations located in hazardous areas geodynamic processes, and evaluation of their performance]. Moscow, OAO «Gazprom» Publ., 2003.
5. Askarov R.M. Razvitie i nauchnoe obosnovanie metodov remonta magistral'nyh neftegazoprovodov bez ostanovki transportirovki produkta. Diss. dokt. tekh. nauk [Development and scientific substantiation of methods of repair of oil and gas pipelines without interrupting the transportation of the product. Dr. tech. sci. diss.]. Ufa, 2009. 321 p.
6. CHuchkalov M.V. Razrabotka metodov vyyavleniya, tormozheniya i predotvrashcheniya korrozionnogo rastreskivaniya pod napryazheniyem na magistral'nykh gazoprovodakh. Diss. dokt. tekh. nauk [The development of methods of detection, inhibition and prevention of corrosion cracking under stress on gas pipelines. Dr. tech. sci. diss.]. Ufa, 2015. 51 p.
7. Otchet po vnutritrubnoy defektoskopii gazoprovoda Chelyabinsk-Petrovsk [Report on the in-line inspection of the pipeline Chelyabinsk-Petrovsk]. Moscow, ZAO NPO «Spetsneftegaz» Publ., 2015. 992 p.
8. STO Gazprom 2-2.3-243-2008. Instruktsiya po provedeniyu izmereniy napryazheniy v metalle truboprovodov pri ispol'zovanii priborov, osnovannykh na magnitoshumovom metode [Instructions for the voltage measurements in metal pipes using devices based on magnetic noise method]. Moscow, OOO «IRTS Gazprom» Publ., 2009. 25 p.
9. SP 86.13330.2012. Aktualizirovannaya redaktsiya SNiP III-42-80* Magistral'nyye truboprovody [SP 86.13330.2012. Updated version of SN&P III-42-80 * Trunk pipelines]. Moscow, Minregion Rossii Publ., 2012. 47 p.
10. Usmanov R.R., Chuchkalov M.V., Askarov R.M. The concept of accident-free operation and overhaul of main gas pipelines of JSC «Gazprom. Gazovaya promyshlennost', 2015, no. 1, pp. 28-31 (In Russian).
11. Chuchkalov M.V., Askarov R.M. Peculiarities of the transverse corrosion cracking under stress. Gazovaya promyshlennost', 2014, no. 3 (703), pp. 37-39 (In Russian).
