Определение технического состояния участков подземной прокладки магистрального газопровода после длительной эксплуатации в условиях криолитозоны Якутии

Большаков А.М.; Иванов А.Р.; Большев К.Н.; Пермяков П.П.; Андреев Я.М.; Бурнашев А.В.; Прокопьев Л.А.; Жирков А.Р.; Ефимов В.М.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ УЧАСТКОВ ПОДЗЕМНОЙ ПРОКЛАДКИ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА ПОСЛЕ ДЛИТЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ В УСЛОВИЯХ КРИОЛИТОЗОНЫ ЯКУТИИ

УДК 622.691.053.004.5 (282.256.6)

А.М. Большаков, д.т.н., Институт физико-технических проблем Севера имени В.П. Ларионова СО РАН (Якутск, РФ), a.m.bolshakov@mail.ru

А.Р. Иванов, к.т.н., Институт физико-технических проблем Севера имени В.П. Ларионова СО РАН,

spartak01@mail.ru

К.Н. Большев, к.т.н., Институт физико-технических проблем Севера имени В.П. Ларионова СО РАН,

k.bolshev@mail.ru

П.П. Пермяков, д.ф.-м.н., Институт физико-технических проблем Севера имени В.П. Ларионова СО РАН,

permyakov2005@mail.ru

Я.М. Андреев, к.т.н., Институт физико-технических проблем Севера имени В.П. Ларионова СО РАН,

yakovmich@yandex.ru

А.В. Бурнашев, Институт физико-технических проблем Севера имени В.П. Ларионова СО РАН,

a.v.burnachev@mail.ru

Л.А. Прокопьев, Институт физико-технических проблем Севера имени В.П. Ларионова СО РАН,

l.prokopyev@yandex.ru

A.Р. Жирков, АО «Сахатранснефтегаз» (Якутск, РФ), gar-78@mail.ru

B.М. Ефимов, Институт физико-технических проблем Севера им В.П. Ларионова СО РАН, efimov_vm@mail.ru

Статья посвящена существующим проблемам длительной эксплуатации магистральных газопроводов в условиях многолетнемерзлых грунтов на примере центральной части территории Республики Саха (Якутия). На сегодняшний день газоснабжение центральной части Якутии обеспечивается по газотранспортной системе «Средне-Вилюйское газоконденсатное месторождение - Мастах - Берге - Якутск», состоящей из трех ниток. Первая нитка «Таас - Тумус -Якутск» эксплуатируется с 1968 г., вторая нитка «Мастах - Берге - Якутск» - с 1982 г. Размеры трубопровода - 529 * 7 мм, марка стали - 09Г2С, способ прокладки - подземный, трубопровод рассчитан на рабочее давление 5,5 МПа, глубина залегания на исследованном участке 0,5-0,8 м. В целях обеспечения повышения надежности транспортировки газа с 2001 г. началось поэтапное строительство 3-й нитки газопровода «Средне-Вилюйское газоконденсатное месторождение -Мастах - Берге - Якутск», которое было завершено в 2014 г. Эксплуатацией данной системы занимается АО «Сахатранснефтегаз».

Объектом исследования выступает локальный участок действующего магистрального газопровода, включающий непроектный открытый участок с беспрерывной эксплуатацией в течение 51 г. Анализ статистических данных аварий и отказов газопроводов, эксплуатирующихся в центральной части Якутии, показывает, что основные причины их возникновения включают: брак строительно-монтажных работ; механические повреждения; изменения механических свойств металла, вызванные длительной эксплуатацией.

В рамках научно-исследовательских работ для АО «Сахатранснефтегаз» выполнено два этапа полевых работ на участке 269-271 км газопровода. Текущее состояние материала газопровода на исследованном участке признано удовлетворительным, недопустимых коррозионных повреждений не обнаружено. Экспериментальные исследования показывают, что существенного изменения механических свойств металла труб газопровода не наблюдается.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: МОНИТОРИНГ, МАГИСТРАЛЬНЫЙ ГАЗОПРОВОД, ДЛИТЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ, СЕЗОННОЕ ПУЧЕНИЕ, ВЕЧНАЯ МЕРЗЛОТА.

A.M. Bolshakov, Doctor of Sciences (Engineering), Institute of Physical and Technical Problems of the North named after V.P. Larionov SB RAS (Yakutsk, Russian Federation), a.m.bolshakov@mail.ru A.R. Ivanov, Candidate of Science (Engineering), Institute of Physical and Technical Problems of the North named after V.P. Larionov SB RAS, spartak01@mail.ru

K.N. Bolshev, Candidate of Science (Engineering), Institute of Physical and Technical Problems of the North named after V.P. Larionov SB RAS, k.bolshev@mail.ru

P.P. Permyakov, Doctor of Sciences (Physics and Mathematics), Institute of Physical and Technical Problems of the North named after V.P. Larionov SB RAS, permyakov2005@mail.ru Y.M. Andreev, Candidate of Science (Engineering), Institute of Physical and Technical Problems of the North named after V.P. Larionov SB RAS, yakovmich@yandex.ru

A.V. Burnashev, Institute of Physical and Technical Problems of the North named after V.P. Larionov SB

RAS, a.v.burnachev@mail.ru

L.A. Prokopiev, Institute of Physical and Technical Problems of the North named after V.P. Larionov SB

RAS, l-prokopyev@yandex.ru

A.R. Zhirkov, Sakhatransneftegaz JSC, (Yakutsk, Russian Federation), gar-78@mail.ru

V.M. Efimov, Institute of Physical and Technical Problems of the North named after V.P. Larionov SB RAS,

efimov_vm@mail.ru

Assessment of the technical condition of the underground gas pipeline after long-term operation in the conditions of cryolithozone of Yakutia

The article is devoted to the existing problems of long-term operation of gas pipelines in permafrost soils on the example of the central part of the territory of the Republic of Sakha (Yakutia). At present, gas supply to the central part of Yakutia is provided through the Sredne-Vilyuiskoye gas condensate field - Mastakh - Berge - Yakutsk gas transmission system consisting of 3 lines. The first line Taas - Tumus - Yakutsk has been in operation since 1968, the second line Mastah - Berge -Yakutsk - since 1982. The dimensions of the pipeline are 529 * 7 mm, the steel grade is 09G2S, the installation method is underground, the pipeline is designed for a working pressure of 5.5 MPa, the depth of the surveyed area is 0.5-0.8 m. In order to increase the reliability of gas transportation, since 2001 the gradual construction of the 3rd line of gas pipeline Sredne-Vilyuiskoye gas condensate field - Mustakh - Berge - Yakutsk had been begun which was completed in 2014. This system is operated by Sakhatransneftegaz JSC.

The object of the research is the local section of the existing main gas pipeline, which includes a non-design open area, with continuous operation during 51 years. Analysis of statistical data concerning accidents and failures of gas pipelines operating in the central part of Yakutia shows that the main causes for their occurrence are: foozle in construction and installation works; mechanical damage; changes in the mechanical properties of the metal caused by long-term operation. As part of R & D for Sakhatransneftegaz JSC, two phases of field work were performed on the section 269-271 km of the gas pipeline. The current state of the gas pipeline material in the studied section is satisfactory, no unacceptable corrosion damage was detected. Experimental studies show that there is no significant change in the mechanical properties of the metal of the gas pipes.

KEYWORDS: MONITORING, GAS PIPELINE, LONG-TERM OPERATION, SEASONAL SWELLING, PERMAFROST.

ВВЕДЕНИЕ

Якутия - крупнейший по территории регион России, расположенный в северо-восточной Сибири. Ее площадь составляет 3,1 млн км2. В современных условиях важное стратегическое и экономическое значение приобретает топливно-энергетическое сырье (уголь, газ, нефть, конденсат), выявленное на более чем 20 % континентальной территории Якутии. Балансовые запасы нефти на сегодняшний день составляют 330 млн т, природного газа - 2,4 трлн м3, и это при том,

что геологически изучено не более 10 % территории четырех якутских нефтегазовых провинций.

История газификации Якутии начинается с далекого 1967 г. В 2017 г. в Республике Саха (Якутия) отмечали 50-летие газификации.

Начало газификации начиналось с открытия и освоения Усть-Вилюйского газоконденсатного месторождения (ГКМ), которое имело большое общественно-политическое и социально-экономическое значение. В конце 50-х гг. ХХ в. численность населе-

ния и количество промышленных предприятий в столице республики г. Якутске увеличивалось интенсивными темпами. Остро встал вопрос обеспечения теплом и электроэнергией в целях поддержания систем жизнеобеспечения всего градообразующего комплекса. В этой ситуации академик Н.В. Черский, первый директор Института физико-технических проблем Севера имени В.П. Ларионова СО РАН (ИФТПС СО РАН), в то время председатель президиума Якутского филиала СО АН СССР,

газовая промышленность строительство и эксплуатация нефтегазопроводов

№ 4 | 783 | 2019 г.

Таблица 1. Сроки эксплуатации ГТС «Средне-Вилюйское ГКМ - Мастах - Берге -Якутск»

Table 1. Dates of operation of the gas transportation system Sredne-Vilyuiskoye gas condensate field - Mustakh - Berge - Yakutsk

один из первооткрывателей Лено-Вилюйской нефтегазоносной провинции Якутии, предложил поднять вопрос о газификации г. Якутска. В проектировании,строительстве и дальнейшей эксплуатации газопровода «Мастах - Берге - Якутск» принимали активное участие ученые Института мерзлотоведения, Института физико-технических проблем Севера и других институтов ЯФ АН СССР. Впервые под руководством будущего академика РАН В.П. Ларионова были разработаны новые технологии сварки при низких климатических температурах Крайнего Севера. Впоследствии с конца 60-х по 90-е гг. ХХ столетия на газопроводе вышеупомянутыми научными организациями регулярно проводились обследования, научно-исследовательские работы и изыскания.

На сегодняшний день газоснабжение центральной части Якутии обеспечивается по газотранспортной системе (ГТС) «Средне-Вилюй-ское ГКМ - Мастах - Берге - Якутск», состоящей из трех ниток. Первая нитка магистрального газопровода (МГ) «Таас - Тумус - Якутск» эксплуатируется с 1968 г., а вторая нитка «Мастах - Берге - Якутск» -с 1982 г. Размеры трубопровода -529 * 7 мм, марка стали - 09Г2С, способ прокладки - подземный, трубопровод рассчитан на рабочее давление 5,5 МПа, глубина залегания на исследованном участке 0,5-0,8 м. В целях обеспечения повышения надежности транспортировки газа начиная с 2001 г. началось поэтапное строительство 3-й нитки МГ «Средне-Вилюйское ГКМ - Мастах - Берге - Якутск», которое было завершено в 2014 г. Эксплуатацией данной системы занимается АО «Сахатранснефтегаз».

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ АО «САХАТРАНСНЕФТЕГАЗ»

Общая протяженность ГТС «Сред-не-Вилюйское ГКМ - Мастах - Берге - Якутск» составляет 2693 км (табл. 1), в том числе магистральные

Срок эксплуатации МГ, лет Lifetime of gas pipelines, years

До 35 Up to 35

Свыше 35 Over 35

В т. ч. свыше 50 Including over 50

Всего Total

газопроводы и газопроводы-отводы. Количество действующих автоматизированных газораспределительных станций (АГРС) - 58 ед., районных распределительных станций (РРС) - 38 ед., опорные пункты и базы - 12 ед.

Как видно из таблицы, доля МГ, срок эксплуатации которых превышает 35 лет, составляет 26 % от всей протяженности. В этой связи с каждым годом уделяется большое внимание определению технического состояния МГ с помощью технического диагностирования (рис. 1).

Ввиду того, что на МГ со сроком эксплуатации свыше 35 лет отсутствует техническая возможность (отсутствие камер запуск-приема очистных устройств, трубы с подкладными кольцами) для проведения внутритрубнойдиагностики,

Протяженность МГ, км Length of gas pipelines, km

1999,5 (74 %)

693,5 (26 %)

202,2 (7,5 %)

2693,0 (100 %)

а также учитывая несовершенство существующих методик проведения экспертиз промышленной безопасности, для выявления более объективной картины по техническому состоянию данных объектов АО «Сахатранснефтегаз» привлекает научные институты, в том числе ИФТПС СО РАН.

Данные работы выполняются в рамках научно-исследовательских работ (НИР) и на локальных участках МГ. Одна из таких работ представлена в следующем разделе данной статьи.

АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ УЧАСТКА 269-271 КМ 1-Й И 2-Й НИТОК МГ «ТААС - ТУМУС - ЯКУТСК», «МАСТАХ - БЕРГЕ»

Работы в рамках НИР включали: проведение рекогносцировки,

Рис. 1. Динамика проведения диагностирования МГ и газового оборудования, эксплуатируемых линейным производственным управлением МГ Fig. 1. Dynamics of diagnostics of gas pipelines and gas equipment operated by linear production management of gas pipelines

Рис. 2. Общий вид прибора ИСАВ-1

Fig. 2. General view of the instrument ISAB-1

визуальное обследование состояния трассы газопровода, отбор проб прилегающего грунта для проведения лабораторных исследований, проведение температурных замеров грунта и стенок газопровода, инструментальные исследования материала трубы, численные расчеты тепловлаж-ностного режима и пучения грунта, а также разработку рекомендаций по повышению надежности.

Исследования материала трубы включали в себя следующие работы:

- измерение толщины стенок газопровода ультразвуковым толщиномером, которое позволяет произвести оценку остаточной толщины стенок трубы и коррозионного износа трубы;

- определение твердости материала газопровода переносным твердомером. Путем пересчета значений твердости определяются механические свойства металла трубы;

- измерение продольных и кольцевых механических напряжений, которое позволяет произвести оценку напряженно-деформированного состояния трубы;

- измерение скорости звука в металле трубы с помощью автоциркуляционного измерителя скорости акустических волн «ИСАВ-1» (рис. 2). Данная методика позволяет оценить состояние металла по скорости

распространения звуковой волны в материале трубы;

- бесконтактную магнитометрическую диагностику с применением прибора ИКН 6М-8 (рис. 3), которая выявляет локальные зоны концентрации напряжений трубы газопровода.

Кроме того, в ходе полевых работ проводились измерения температуры стенки трубы и грунта вблизи газопровода, определение глубины оттаивания грунта.

МАТЕРИАЛЫ

И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ

В рамках НИР использованы результаты лабораторных исследований материала трубы. Целью данных исследований стало изучение влияния деградацион-ных процессов на механические

и прочностные свойства основного металла МГ. Проведены испытания на одноосное растяжение, ударный изгиб и определение статической трещиностойкости материала труб аварийного запаса и после длительной эксплуатации.

Анализ результатов испытаний образцов на растяжение показал, что деградационные процессы слабо отражаются на механических характеристиках (рис. 4). Отношение предела текучести к временному сопротивлению изменилось от 0,75 для труб аварийного запаса до 0,80 - после эксплуатации. По требованиям СНиП 2.05.06-85 [7] для низколегированной конструкционной стали эта величина не должна быть больше 0,90. Значительным изменениям подверглись ударная вязкость и трещиностойкость материала труб. Ударная вязкость металла трубы за 50 лет эксплуатации снизилась относительно аварийного запаса более чем на 30 % и составила 160 Дж/см2 при температуре 20 °С. Результаты исследований трещиностойкости также показывают, что после длительной эксплуатации снижаются показатели сопротивления материала к хрупким разрушениям.

Исследования, проведенные в данном разделе, показывают, что структурно-деградационные изменения, происходящие при длительной эксплуатации, хорошо отражаются на способности материала сопротивляться хрупким разрушениям. Использование дан-

140

120

2

ro m fa 100

_o 1— с о gt 80

з к в n re st 60

а н р ct го ^ 40

а Ь

20

0

, [69,70]

• ^

I

1 k

ï

1 2 Номер образца Sample number

250 200 = 150

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

со

J 100

о го о

50

lil

0

200

220

аварийный запас emergency stock

240 260 280 300 Температура, К Temperature, K

♦ после 50 лет эксплуатации after 50 years of operation

а) a)

Рис. 4. Характеристики материала труб: а) ударная вязкость; б) трещиностойкость Fig. 4. Characteristics of the pipe material: a) impact strength; b) crack resistance

б) b)

ных характеристик целесообразно для оценки степени деградации материала.

Для оценки условий подземной прокладки трубопровода были проведены численные расчеты тепловлажностного режима грунта и численная оценка динамики пучения грунта. Расчет тепловлажностного режима грунта выполнен для варианта с наличием подземных вод. Полученный график распределения температур и суммарной влажности в разрезе двумерной области с газопроводом представлен на рис. 5. Глубина и ширина области, соответственно, равны 16 м и 54 м.

В правом нижнем углу на глубине 16 м поступает грунтовая вода

с положительной температурой 0,2 °С (закрытая система). Сверху идет обычное циклическое сезонное промерзание и протаивание грунта с учетом атмосферных осадков и испарений. Наличие грунтовой воды оказывает отепляющее влияние на температурный режим горного массива. Циклическое промерзание - протаивание с поверхности вызывает миграцию грунтовой воды, происходит образование инъекционного льда (рис. 5) на глубине 12-16 м. Данный процесс в геокриологии известен как бугры пучения (булгунняхи -якутское название).

На рис. 6 приведена рассчитанная динамика пучения грунта на открытом участке в левом и правом

конце газопровода рассматриваемой области.

Увеличение инъекционного льда приводит с каждым годом к повышению напряженно-деформационного состояния трубопровода. Неоднородность поднятия газопровода небольшая, влияние ее незначительно.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

Текущее состояние материала газопровода на исследованном участке удовлетворительно, недопустимых коррозионных повреждений не обнаружено. Возникающие в газопроводе продольные напряжения 76 МПа от нормативных нагрузок и воздействий (внутреннего давления и температурного перепада до 50 °С) не превышают расчетные сопротивления 144,5 МПа при растяжении (сжатии) металла труб и сварных соединений.

Экспериментальные исследования показывают, что существенного изменения механических свойств металла труб МГ не наблюдается (табл. 2). Изменения механических свойств лежат в 10%-ном интервале погрешности. За время эксплуатации (50 лет) значительному изменению подверглись параметры

-2

4,0 8,0

p

12,0 16,0

4,0

0 >

0,0 9,0 18,0 27,0 36,0 45,0 54,0

Ширина, м Width, m

12,0 16,0

0,0 9,0 18,0 27,0 36,0 45,0 54,0

Ширина, м Width, m

а) a)

б) b)

Рис. 5. Распределение через 5 лет: а) температуры; б) суммарной влажности Fig. 5. Distribution after 5 years: a) temperature; b) total moisture

25 %

29 %

25 %

29 %

40

35

30

м О Е 25

е,

н е > a 20

□с

15

10

5

0

( \

/ ч Ч

/ / ж •ч »

/ - • -

//

1 1

1

05

10

Длина,м Length, m

3 года 3 years

5 лет 5 years

10 лет 10 years

15

20

Рис. 6. Динамика пучения грунта по времени при наличии подземных вод Fig. 6. Dynamics of soil heave by time in the presence of groundwater

сопротивления хрупкому разрушению, а именно ударная вязкость с острым надрезом и критический коэффициент интенсивности напря-

жений, которые служат основными параметрами, характеризующими надежность и хладостойкость материала. Сравнение с характери-

стиками в начале эксплуатации показывает снижение данных параметров до 50-65 %. Несмотря на это, данные параметры имеют

О

Стратегический ^ партнер:

РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ -САРВ-

Бронзовые спонсоры:

BORSIG

АллШР-

РОССИЯ 1/1 СНГ

Партнер:

¡ШЛО

MACCHINE IMPIANTI

Серебряный BELLELI

СПОНСОР: b^til ENERGY Critical Process Equipment ™ _

waiter tasto

2-й ежегодный международный Если Вам интересно Милана Ставная,

конгресс и выставка выступить с докладом или принять участие Программный продюсер

в дискуссии: +7 499 505 1 505

29-30 мая, 2019, Москва +44 207 394 3 090

Н^^^ www.syngasrussia.com УОБТОСГ-НёАРГГАЬ MStavnaya@vostockcapital.com

Спикеры, участники дискуссий, почётные гости 2019

Евгений Коржиков

Первый заместитель председателя, Узкимёсаноат

Андрей Жидков

Генеральный директор, Алитер-Акси

Владимир Давыденко

Генеральный директор, Апатит

Сергей Булавинов

Глава филиала в Москве,

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

всжэю

Алексей Вертя гин

Член совета директоров, руководитель проекта, РусХимКом

Борис Голиков

Директор по техническому

развитию,

НАКАзот

Таблица 2. Механические свойства металла исследованных труб Table 2. Mechanical properties of the metal of the investigated pipes

Механические свойства Mechanical properties Металл трубы из аварийного запаса Metal of the pipe from emergency reserve Металл трубы после эксплуатации Metal of the pipe after operation Относительное изменение характеристик, % Relative change in characteristics, %

Предел прочности, о, МПа в' Strength, ов, МРа 492 512 4

Предел текучести, о, МПа т' Yield point, от, MPa 375 412 9

Относительное удлинение Relative extension 33,6 32,0 5

о / о тв 0,75 0,80 6,6

достаточный запас до своего предельного состояния.

Значения,полученные на исследованных участках (269-271 км МГ) с помощью собственной методики неразрушающего контроля ударной вязкости, показали, что данные параметры также имеют запас до достижения своего предельного состояния, но требуют периодического мониторинга для обеспечения надежности и безопасной эксплуатации. При последующих

технических диагностиках рекомендуется уделять внимание именно этим характеристикам металла трубы для оценки степени деградации.

Численные расчеты показывают, что грунт подвергается сезонному пучению с амплитудой 3,6 см, положение газопровода при этом меняется незначительно - на 1,1 см. Пиковые значения расшатывания грунта: в середине мая - максимальное, в конце сентября - мини-

мальное. Сезонное расшатывание газопровода происходит с некоторым опозданием.

Численные расчеты тепловлаж-ностного режима и пучения грунта в зоне открытого участка на 271-м км показывают, что многолетняя динамика пучения имеет максимальные значения в местах выхода трубы из грунта в начале и конце открытого участка. После 10 лет при наличии подземных грунтовых вод эти значения могут достигать 30-40 см, при этом относительное поднятие и напряженно-деформированное состояние трубы газопровода на данном участке незначительное.

Исследованный в рамках данной работы участок газопровода соответствует нормативным требованиям, в то же время на всем протяжении трассы МГ существуют участки, пролегающие в более сложных и опасных условиях. Для более подробной и полной оценки текущего состояния газопровода и условий его пролегания необходимо предварительное выделение потенциально опасных участков трассы и последующее их тщательное обследование. ■

ЛИТЕРАТУРА

1. Makhutov NA, Bolshakov AM, Zakharova MI. Possible scenarios of accidents in reservoirs and pipelines at low operating temperature. Inorganic Materials. 2016; 52 (15): 1498-1502.

2. Matvienko YG, Bolshakov AM, Burnashev AV. Full-scale pressure vessel tests at low temperatures and external electric potential. Journal of Machinery Manufacture and Reliability. 2015; 44 (1): 94-97.

3. Bolshakov AM. Methods for analysis of the remaining service life of pipelines and pressure vessels operating at low climatic temperatures. Chemical and Petroleum Engineering. 2012; 47 (11-12): 766-769.

4. Matvienko YG, Bolshakov AM. Reliability and cold resistance of thin-walled structures at low ambient temperatures. Journal of Machinery Manufacture and Reliability. 2012; 41 (1): 30-33.

5. Ivanov AR, Bolshakov AM, Lyglaev AV. Estimation of ultimate state of metal structures exploited in the environment of the extreme north. Inorganic Materials. 2010; 46 (14): 1564-1566.

6. Bolshakov AM, Zakharova MI. Operational risks for gas pipelines at low temperatures. Russian Engineering Research. 2016; 36 (1): 35-38.

7. Строительные нормы и правила. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/871001207 (Дата обращения 04.04.2019).

REFERENCES