CC BY
47
УДК 620.194.22:622.691.4.053
Магистральные газопроводы в условиях интенсивных механических воздействий: особенности строительства и защиты от коррозии
Д.Н. Запевалов1*, Ю.А. Маянц1, Н.Н. Глазов1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: D_Zapevalov@vniigaz.gazprom.ru
Ключевые слова:
магистральный газопровод, коррозионный процесс, изоляционное покрытие, обратная засыпка, механические воздействия.
Создание универсальных покрытий, т.е. стойких к любым механическим воздействиям, технически и технологически возможно, но влечет за собой большие дополнительные затраты. Интенсивные механические воздействия на трубопровод возникают, как правило, в особых условиях прокладки газопроводов, когда поверхность газопровода плотно контактирует с крупными фракциями грунта или скальными выступами. В ряде случаев можно предугадать вероятность таких механических воздействий и предупредить их. Это касается прокладки газопроводов в открытую траншею в скальных, гравийно-галечниковых и мерзлых грунтах. При этом возможно принять меры по созданию вокруг трубопровода относительно мягкого слоя грунта, защищающего его поверхность от прямого контакта с крупными фракциями.
В другой типичной ситуации - при прокладке трубопроводов бестраншейными методами - возможность интенсивных воздействий на поверхность трубопровода сложно прогнозировать.
Защита трубопроводов при траншейной прокладке
При строительстве подземных трубопроводов, особенно в горных условиях, зачастую требуется обеспечить подсыпку и присыпку трубопровода привозным грунтом, что резко увеличивает затраты на строительство. В случае когда карьеры кондиционного грунта вблизи места работ отсутствуют, этот вопрос встает крайне остро. Кроме удорожания строительных работ необходимость замены грунта создает риски злоупотреблений различного рода, осложняющих процесс строительства во всем мире.
В зарубежной практике строительства подземных трубопроводов при необходимости замены грунта широко применяются методы технической мелиорации грунта, внедрения машин и оборудования для дробления и отсева скальной породы. Эти мероприятия позволяют избежать чрезмерных логистических затрат и упростить строительный контроль выполнения работ.
В России применяются методы технической мелиорации просадочных грунтов. При работах на скальных, гравийно-галечниковых и мерзлых грунтах такие решения практически не используются. В основополагающих отечественных нормативных
Тезисы. Надежность газопроводов во многом обеспечивается сохранностью наружного изоляционного защитного покрытия. Современные покрытия заводского нанесения как наиболее широко применяемые отличаются относительно высокими прочностными характеристиками и долговечностью в расчете на сохранение их свойств в течение всего периода эксплуатации газопроводов. Основным фактором риска повреждений защитного покрытия и металла труб и возможного развития коррозионных процессов являются механические воздействия на этапах транспортировки, строительства и начальном этапе эксплуатации газопроводов. Особыми зонами риска при этом служат участки трассового нанесения покрытий в области сварных стыков. Повреждение покрытий в последующем может катализировать формирование и развитие коррозионных повреждений как в открытых дефектах покрытия, так и на участках отслоения.
документах1 для этих грунтов отмечается необходимость подсыпки на глубину не менее 10 см под трубопроводом и присыпки на высоту 20 см над верхней образующей трубопровода мягкого грунта (сыпучего минерального грунта, твердые фракции которого в поперечнике достигают размера 50 мм)2. Само понятие «мягкий грунт» в грунтоведении отсутствует3, это словосочетание является дословным переводом с английского языка, где термин soft soil обозначает любые мелкодисперсные среды.
В нормативных документах 1970-х гг. термин «мягкий грунт» раскрывался в следующем контексте: «При засыпке трубопровода и кабеля связи мерзлым грунтом, содержащим комья размером более 50 мм в поперечнике, а также грунтом, содержащим щебень, крупный гравий и другие крупные включения, изоляционное покрытие следует предохранять от повреждений присыпкой мягким грунтом на толщину 20 см или применять защитные покрытия и приспособления»4. Очевидно, что тогда в составе «мягкого грунта» предполагалось отсутствие комьев, щебня, крупного гравия и других крупных включений с численно не обозначенными размерами.
В настоящее время «мягкими» считают все виды минерального грунта с любыми включениями не более 50 мм в поперечнике без уточнения гранулометрического состава (за исключением отдельных отраслевых документов5, где указаны требования к гранулометрическому составу). Такое существенное снижение требований к грунтам подсыпки и присыпки обусловлено прогрессом в области противокоррозионных защитных покрытий, прочность и стойкость к внешним механическим воздействиям которых значительно возросли (табл. 1).
См.: СП 36.13330.2012. Магистральные
трубопроводы. Актуализированная редакция
СНиП 2.05.06-85; СП 86.13330.2014. Магистральные
трубопроводы / пересмотр актуализированного
СНиП 111-42-80. Магистральные трубопроводы
(СП 86.13330.2012).
См.: Пахомов С.И. Краткий справочник
по грунтоведению / С.И. Пахомов, Ю.К. Егоров,
О.Р. Озмидов и др. - М.: МостДорГеоТрест, 2011. -
59 с.
Там же.
См.: СНиП Ш-Д.10-72. Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ. См.: СТО Газпром 2-2.1-206-2008. Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Сооружение газопроводов в горных условиях.
Если ГОСТ 9.015-74 в плане стойкости к внешним механическим воздействиям устанавливал только требование к прочности при ударе (5,0 Дж на 1 мм толщины), то в настоящее время для защитных покрытий магистральных газопроводов требования к прочности при ударе могут достигать 12,5 Дж/мм (см. ГОСТ 31448-2012), к пене-трации - 0,1... 0,3 мм при 20 °С в зависимости от типа покрытия (см. табл. 1, строки 3-6). С учетом развития технологий строительства методами протаскивания и направленного бурения во вновь разрабатываемых документах предложено ввести требования по стойкости защитных покрытий к прорезанию.
Однако главной функцией этих покрытий является обеспечение защиты металла труб от коррозионного воздействия внешней среды (грунтового электролита), и перечисленные выше параметры не отражают другого возможного проявления внешнего воздействия крупных частиц грунта - локальных деформаций металла стальной трубы [1, 2].
Нормативными документами предусмотрена возможность замены решения о кондиционировании грунта с крупными включениями на использование различных конструкций и материалов для дополнительной механической защиты поверхности трубопровода. Применение дополнительной защиты поверхности трубопровода от внешних механических воздействий поверх противокоррозионного покрытия позволяет кардинально изменить требования к грунтам вокруг трубопровода.
Принципиально конструкции покрытий, обеспечивающих дополнительную механическую защиту поверхности трубопровода от механических воздействий, можно разделить на два типа: «мягкую» и «жесткую» механическую защиту. Мягкими можно считать покрытия для механической защиты труб, которые не изменяют общих параметров трубопровода, таких как изгибная и кольцевая жесткость. К этим покрытиям относят все виды полимерных покрытий, скальный лист и т.п. Фактически это конструкция «труба в трубе», где материал наружной трубы имеет модуль упругости на несколько порядков ниже, чем у трубной стали (рис. 1).
Мягкие покрытия отличаются низкой прочностью, но защищают газопровод удержанием грунта на некотором расстоянии от поверхности трубы. Поэтому функциональность
Таблица 1
Параметры защитных покрытий, характеризующие их стойкость к внешним механическим воздействиям
Нормативный документ* Прочность при ударе**, Дж, на 1 мм толщины покрытия Пенетрация, или сопротивление вдавливанию**, мм, не более Стойкость к прорезанию, или остаточная толщина, мм
ГОСТ 9.015-74 5,0 Не нормируется Не нормируется
ГОСТ 25812-83 15 0*** Не нормируется Не нормируется
ГОСТ Р 51164-98 5,0 (до 1220 мм) и 6,0 (свыше 1220 мм) 0,2 (до 20 °С)...0,3 (более 20 °С) - все покрытия усиленного типа Не нормируется
ГОСТ 9.602-89 и его редакция 2005 г. 8,0 (до 1220 мм), 10,0 (1220 мм и более) 0,2 (до 20 °С)...0,3 (более 20 °С) - все покрытия весьма усиленного типа Не нормируется
ГОСТ 31445-2012 12,5 Не нормируется Не нормируется
ГОСТ 31448-2012 6,0 (полиэтилен); 8,0 (полипропилен) 0,1(полипропилен); 0,15.0,2 (полиэтилен) Не нормируется
ГОСТ 9.602-2016 8,0 0,3 (все покрытия) Описание метода испытаний
Проект ГОСТ 25812 в окончательной редакции (разработан с участием ООО «Газпром ВНИИГАЗ») 6,0...8,0...10,0 (по типам покрытий) 0,1.0,3 (по группам покрытий) Не менее 1,5 (прорезание не более 30 % толщины покрытия), метод по ГОСТ 9.602-2016
* См.: ГОСТ 9.015-74. Единая система защиты от коррозии и старения. Подземные сооружения. Общие технические требования» (с Изменениями № 1, 2); ГОСТ 25812-83. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии; ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии; ГОСТ 31445-2012. Трубы стальные и чугунные с защитными покрытиями. Технические требования; ГОСТ 31448-2012. Трубы стальные с защитными наружными покрытиями для магистральных газонефтепроводов. Технические условия; ГОСТ 9.602-2016. Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии (см. также предыдущие редакции 1989 и 2005 гг.).
** Приведены максимальные нормативы для покрытий заводского нанесения из экструдированного полиэтилена и полипропилена для труб большого (> 820 мм) диаметра. *** На 3 мм толщины покрытия.
Рис. 1. Разновидности мягких покрытий для защиты трубопроводов от механических воздействий: а - защитный мат; б - скальный лист; в - полимерный профиль (может быть жестким)
мягких покрытий определяется их объемными параметрами.
В течение длительного периода допускалось применение мягких покрытий из местных природных материалов [3]. Однако через некоторое время эти материалы сгнивали, крупные обломки породы и элементы стяжки (стальная проволока) упирались в поверхность трубопровода и могли повреждать защитное покрытие и металл труб. Сегодня
в качестве дополнительной механической защиты разрешается применять футеровку (только из негниющих материалов) и обетонирова-ние (см. ГОСТ Р 51164-98).
Мягкие покрытия должны предотвратить непосредственное соприкосновение поверхности трубопровода и крупных частиц грунта, для чего толщина покрытия должна быть соизмерима с размерами максимальной фракции грунта. Этот тип защитных средств весьма
ОГК, толщина 5 мм Вспененный полиэтилен, толщина 3 мм минимум Полимерная изоляция 1420x22,3 мм
Рис. 3. Комбинированное покрытие трубы с защитным слоем на основе стекловолокна (GFK)
и специальной связующей композиции
эффективен, однако обладает и недостатками, а именно:
• синтетические покрытия значительной толщины стоят дорого;
• мягкие покрытия обычно требуют существенного объема транспортных и монтажных работ на трассе, затрудняют строительный контроль при укладке;
• они слабо защемляют трубопровод в продольном направлении, поэтому их нецелесообразно применять в районах концевых участков трубопровода, примыкающих к заболоченным территориям, перемычек, на углах поворота с уменьшенным радиусом и т. п.
Жесткие покрытия не обволакивают крупные фракции грунта, а противостоят их воздействию, оказывая им прямое силовое противодействие. Они обычно представляют собой композитные материалы, нанесенные (в основном в заводских условиях) на полимерное противокоррозионное покрытие (рис. 2).
Другой вариант покрытия для механической защиты, нашедший применение на ряде европейских инфраструктурных газотранспортных проектов, - усиливающее покрытие на основе стекловолокна и специальной
связующей композиции, наносимое в условиях трубного завода поверх слоя основного защитного противокоррозионного покрытия из экс-трудированного полиэтилена (рис. 3).
За счет своей прочности жесткие покрытия для защиты от механических воздействий позволяют уберечь основной металл трубы и обеспечить целостность основного противокоррозионного защитного покрытия при локальном воздействии крупных обломков горной породы на трубопровод.
Обеспечение сохранности элементов оборудования электрохимической защиты и коррозионного мониторинга
Требования к средствам электрохимической защиты (ЭХЗ) в скальных грунтах ранее рассматривались только в отношении основных функциональных характеристик6 при условиях применения мягкого грунта для подсыпки и присыпки трубопровода. С учетом снижения требований к характеристикам грунта наряду
6 Р Газпром 9.2-005-2009. Защита от коррозии.
Критерии защищенности от коррозии для участков газопроводов, проложенных в высокоомных (скальных, песчаных, многолетнемерзлых) грунтах.
с дополнительной защитой поверхности газопровода необходимо принимать добавочные меры для сохранения элементов оборудования ЭХЗ и коррозионного мониторинга.
Кабели и соединительные элементы могут быть защищены с использованием дополнительных средств (например, защитных матов) и контроля операций по монтажу и засыпке кабельной продукции. Ситуация с элементами, предполагающими электролитический контакт с грунтом (электроды сравнения длительного действия, датчики коррозии, протяженные анодные заземления), требует тщательной оценки условий расположения оборудования и порядка проведения работ по его монтажу. В отношении механических повреждений решением для таких элементов может стать конструктивная защита заводского исполнения: внешняя оболочка и наполнитель анодного заземления; дополнительная внешняя неуда-ляемая упаковка с проводящей средой вокруг электрода сравнения или датчика скорости коррозии. При этом для указанных элементов подсыпка либо засыпка мягким грунтом является обязательной.
Несущая способность образцов горных пород
Особенности прочностных характеристик горных пород обусловлены низким сопротивлением растяжению и хрупкостью. В результате разрушение образцов горных пород неправильной формы всегда происходит за счет напряжений среза и растяжения.
Основным методом определения прочности горных пород на растяжение является метод раскалывания цилиндрического образца. Метод раздавливания бетонных цилиндрических образцов, положенных на бок между плоскими плитами испытательного пресса, впервые был применен в Бразилии [4]. Опубликованные в 1949 г. Ф. Карнейро и Барселлосом результаты и методика исследований послужили тому, что в Европе он стал известен как «бразильский». Указанными авторами рекомендовано предел прочности при растяжении (ср) определять по формуле Герца:
2Р
СТр пМ'
(1)
Рис. 4. Упругая линия пролета трубопровода
Испытания на разрушение раскалыванием цилиндрического образца проводились в отношении различных материалов [5]. Хорошие результаты получены только на тех материалах, относительное удлинение которых составляло от 0,2 до 10 %. При относительном удлинении сверх 10 % образец не разрушался, а сплющивался, а при удлинении меньше 0,2 % (белый чугун, керамические материалы, цемент) разрушение происходило без предварительного образования клиньев по нескольким вертикальным плоскостям, подобно обычному сжатию очень хрупкого материала со смазанными торцовыми поверхностями.
Г.Б. Данилевский в работах по теоретическому обоснованию определения прочности на растяжение методом раскалывания отмечает, что нагрузка, возникающая на контактах образцов с плитами пресса, распределяется не линейно, а по некоторой площадке сжатия [6]. В результате на горных породах небольшой твердости наблюдается образование уплотненных ядер в форме клиньев, способствующих разрушению образца. Это приводит к отклонению от теоретической схемы нагружения образца при раскалывании. Для определения предела прочности при растяжении рекомендуется формула
= кР, р ^
(2)
где Р - разрушающее усилие, развиваемое прессом, Н; ё - диаметр образца, мм; I - длина образца, мм (рис. 4).
где ^ - площадь разрушения образца, мм2. Коэффициент К изменяется от 0,78 до 1 в зависимости от параметров породного клина, раскалывающего образец.
Максимальные точечные усилия, которые могут воздействовать на поверхность трубопровода
Энергосиловые характеристики процесса разрушения горных пород потребовалось определять при разработке методов расчета технологических и конструктивных параметров
нагрузок, действующих в элементах машин для измельчения строительных материалов [7]. Большой объем исследований разрушения крупных кусков горных пород выполнен В.А. Бауманом и Б.В. Клушанцевым [8].
Б.В. Клушанцев показал, что действующее на плиту при дроблении горных пород усилие
Q = Л
p дроб >
(3)
где К = 3 - коэффициент, учитывающий разрыхление и одновременность разрушения кусков за одно качание щеки; ср = 6...7 МПа; ^дро6 - активная площадь дробящей плиты (участвующей в измельчении материала), м2.
Исследования проф. В. А. Баумана подтвердили, что среднее удельное усилие дробления (расчетное давление) на поверхности дробящей плиты щековой дробилки при дроблении прочных пород (предел прочности на сжатие ~ 300 МПа) составляет 2,7 МПа.
Таким образом, с учетом крепости горной породы [9] для инженерной оценки максимального точечного усилия 0шах, Н, которое может действовать на поверхность трубы, допустимо воспользоваться формулой
^^ГМЛа / и /МПа.^ (4) тах 4 0,3 15 2
где Б - максимальный размер крупной фракции горной породы, мм; / - коэффициент крепости горной породы, по М.М. Протодьяконову [9].
Например, по М. М. Протодьяконову, для кусков горной породы различных категорий крепости (к.кр.) максимальным размером 100 мм получим следующие значения бшах, кН:
• 100 - I к.кр. (/ = 20);
• 75 - II к.кр. (/ = 15);
• 50 - III к.кр. (f = 10);
• 30 - IV к.кр. (f = 6).
Зная характеристики крупной фракции грунта, можно назначить несущую способность жесткого покрытия.
Выполненные оценки относятся к условиям, в которых реализуемы большие локальные воздействия. Такие усилия возможны только на уровне ниже оси трубы, т.е. там, где находится грунт подсыпки и подбивки. Выше оси трубы возникновение таких локальных усилий невозможно. В этой зоне опасным является ударное воздействие падающих кусков. Мягкое защитное покрытие должно обеспечить полное поглощение кинетической энергии падающего куска породы, не допуская его контакта с антикоррозионным покрытием. Жесткое покрытие должно обеспечить отсутствие повреждений при падении кусков породы на трубопровод. При этом сила, возникающая при ударе, не должна быть больше несущей способности покрытия. Однако природа этой силы иная. Если в нижней части трубы это статическое усилие, то в верхней - динамическое.
На основании результатов проводимого в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» комплекса исследований и ряда натурных экспериментов предложено подразделять покрытия по степени обеспечения защиты поверхности трубопровода от внешних механических воздействий на шесть классов (табл. 2).
Условия гористой местности зачастую требуют укладки протаскиванием, когда укладываемая плеть протягивается по поверхности грунта. Обычно в этих случаях применяются различные методы футеровки, благодаря которой образуются защитные покрытия, можно сказать, промежуточного типа, так как
2
Таблица 2
Требования к механическим свойствам жестких покрытий в зависимости от их класса защиты от механических воздействий
Класс защиты Стойкость к прокалыванию, кН Стойкость к удару, Дж Условный максимально допустимый размер фракции грунта, мм
I 5 7 30
II 25 50 65
III 35 100 80
IV 50 140 95
V 70 280 115
VI 100 400 135
Примечание. Условный максимально допустимый размер фракции соответствует обломкам горной породы правильной формы с сопротивлением сдвигу 7 МПа (очень прочные горные породы, встречающиеся на трассах газопроводов).
их жесткость достаточно высока для обеспечения абразивной стойкости при относительно низком коэффициенте трения.
Применение вместо футеровки жестких защитных покрытий может оказаться весьма рациональным, так как позволяет обеспечить более высокие параметры прокладки, чем при использовании любых методов футеровки мягкими покрытиями. В то же время, при применении жестких покрытий следует учитывать конкретные грунтовые условия расположения трубопровода и транспортную схему доставки труб, а также и некоторые их конструктивные особенности, которые главным образом обусловлены весовыми характеристиками труб и увеличением изгибной жесткости трубопровода (при использовании жестких бетонных покрытий). Этот эффект приводит к увеличению усилия, приходящегося на трубоукладчики при укладке трубопровода, а также к необходимости увеличения радиуса упругого изгиба трубы.
Назначая прочностные параметры жесткого покрытия, следует корректно учитывать возможные нагрузки на рассматриваемый участок трубопровода, так как чрезмерная погоня за прочностью бетонных покрытий на сжатие ведет к увеличению изгибной жесткости обето-нированной трубы.
Полученные результаты позволяют сделать некоторые выводы. Например, необходимо устанавливать требования:
• к свойствам покрытий для защиты трубопроводов от механических воздействий дифференцированно для различных типов грунтов;
• к фракционному составу грунта обратной засыпки в зависимости не только от свойств трубопровода и защитного покрытия, но и от прочностных свойств горных пород, входящих в состав грунта.
Обоснованное назначение параметров покрытий для защиты поверхности трубопроводов от интенсивных механических воздействий позволит варьировать требования к грунтам обратной засыпки и рационально ограничить использование привозного грунта и параметры дробления скальной породы при обеспечении
требуемого качества строительства. Для формирования нормативной основы такого решения необходимо проведение комплекса научно-исследовательских работ, которые позволят установить и систематизировать требования к оптимальным параметрам и условиям применения покрытий для защиты трубопроводов от механических воздействий с учетом свойств скальных грунтов.
Описок литературы
1. Лизин В.Т. Проектирование тонкостенных конструкций / В.Т. Лизин, В.А. Пяткин. -М.: Машиностроение, 1976. - 408 с.
2. Велиюлин И.И. О коррозии трубопроводов / И.И. Велиюлин, Р.А. Кантюков, Н.М. Якупов и др. // Наука и техника в газовой промышленности. - 2015. - № 1 (61). -
С. 45-50.
3. Бородавкин П.П. Сооружение трубопроводов в горах / П.П. Бородавкин, В.М. Глоба. -
М.: Недра, 1978.
4. Ильницкая Е.И. Свойства горных пород
и методы их определения / Е.И. Ильницкая, Р.И. Тедер, Е.С. Ватолин и др. - М.: Недра, 1969. - 392 с.
5. Верховский А.В. Определение предела прочности при растяжении методом сжатия цилиндрических образцов / А. В. Верховский, В. В. Романовская // Заводская лаборатория. -1951. - № 11.
6. Данилевский Г. Б. Исследование раскалывания как метода определения прочности каменных горных пород: автореф. дис. ... к.т.н. /
Г.Б. Данилевский. - Харьков, 1963.
7. Сергеев В.П. Строительные машины
и оборудование: учеб. для вузов по спец. «Строит. машины и оборудование» / В.П. Сергеев. - М.: Высшая школа, 1987. -376 с.
8. Бауман В.А. Механическое оборудование предприятий строительных материалов, изделий и конструкций: учеб. для строительных вузов / В.А. Бауман,
Б.В. Клушанцев, В. Д. Мартынов. - 2-е изд. перераб. - М.: Машиностроение, 1981. - 324 с.
9. Барон Л.И. Коэффициенты крепости горных пород / Л.И. Барон. - М.: Наука, 1972. - 176 с.
Gas mains subject to intensive mechanical exposure: peculiarities of pipelining and anticorrosive protection
D.N. Zapevalov1*, Yu.A. Mayants1, N.N. Glazov1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: D_Zapevalov@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. Reliability of gas pipelines in larger part is provided by integrity of their external insulation. Modern yard coatings as the most popular type of insulation demonstrate relatively high strength performance and durability with an eye to preservation of their properties during the entire lifecycle of pipelines. The main risk factors in respect to damage of a coating and a parent pipe metal, and possible corrosive attack in future are mechanical exposures during transportation, building and initial operation of a pipeline. Special risk zones here are the sections of route-isolated welded pipe joints. Further, either open or subcutaneous defects of insulation coatings can boost pipeline corrosion.
Keywords: trunk gas pipeline, corrosive process, insulation blanket, backfill, mechanical exposure. Reference
1. LIZIN, V.T., V.A. PYATKIN. Design of thin-walled structures [Proyektirovaniye tonkostennykh konstruktsiy]. Moscow: Mashinostroyeniye, 1976. (Russ.).
2. VELIYULIN, I.I., R.A. KANTYUKOV, N.M. YAKUPOV, et al. On corrosion of pipelines [O korrozii truboprovodov]. Nauka i Tekhnika v GazovoyPromyshlennosti. 2015, no. № 1 (61), pp. 45-50. ISSN 2070-6820. (Russ.).
3. BORODAVKIN, P.P., V.M. GLOBA. Building of pipelines in the mountains [Sooruzheniye truboprovodov v gorakh]. Moscow: Nedra, 1978. (Russ.).
4. ILNITSKAYA, Ye.I., R.I. TEDER, Ye.S. VATOLIN, et al. Properties of rocks and methods for their determination [Svoystva gornykh porod i metody ikh opredeleniya]. Moscow: Nedra, 1969. (Russ.).
5. VERKHOVSKIY, A.V., V.V. ROMANOVSKAYA. Determination of tensile strength by compression of cylinder samples [Opredeleniye predela prochnosti pri rastyazhenii metodom szhatiya tsilindricheskikh obraztsov]. Zavodskaya Laboratoriya. 1951, no. 11. (Russ.).
6. DANILEVSKIY, G.B. Studying fissuring as a method for determining strength of rocks [Issledovaniye raskalyvaniya kak metoda opredeleniya prochnosti kamennykh gornykh porod]: synopsis of candidate thesis (engineer.). Kharkov Automobile and Road Institute (KhADI). Kharkov, 1963. (Russ.).
7. SERGEYEV, V.P. Building machines and equipment [Stroitelnyye mashiny i oborudovaniye]. Moscow: Vysshaya Shkola, 1987. (Russ.).
8. BAUMAN, V.A., B.V. KLUSHANTSEV, V.D. MARTYNOV. Machinery at plants manufacturing construction supplies and structures [Mekhanicheskoye oborydovaniye predpriyatiy stroitelnykh materialov, izdeliy i konstruktsiy]. 2nd ed., revised. Moscow: Mashinostroyeniye, 1981. (Russ.).
9. BARON, L.I. Hardness coefficients of rocks [Koyeffitsiyenty kreposti gornykh pord]. Moscow: Nauka, 1972. (Russ.).
