CC BY
320
УДК 622.691
ОПТИМИЗАЦИЯ ТЕМПЕРАТУРНОГО РЕЖИМА ТРАНСПОРТА ПРИРОДНОГО ГАЗА КАК СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ И ПРОДЛЕНИЯ СРОКА СЛУЖБЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
А.Р. ГАЛИКЕЕВ, к.т.н., начальник
И.М. КАМАЛЕТДИНОВ, к.т.н., начальник отдела
Башкирское управление ООО «Газпром газнадзор» (Россия, 450098, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Российская, д. 92/1).
С.В. КИТАЕВ, д.т.н., проф. 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: [email protected]
Экономия газа на собственные и технологические нужды является важной задачей в магистральном транспорте природного газа, при этом необходимо обеспечить надежность трубопроводной системы. В работе получена методика и программа, позволяющие определить оптимальный температурный режим транспорта газа как по условиям надежности эксплуатации, так и по минимуму энергозатрат. Определены граничные условия, позволяющие обеспечить регулирование температуры газа на выходе из аппаратов воздушного охлаждения газа в безопасных для магистральных газопроводов режимах.
Ключевые слова: компрессорная станция, аппарат воздушного охлаждения, магистральный газопровод, природный газ, охлаждение газа.
Основным документом, ставящим цели и задачи долгосрочного развития энергетического сектора нашей страны, является Энергетическая стратегия России на период до 2030 года [1]. В стратегии, в частности, уделено особое внимание двум задачам, без решения которых энергетический сектор неизбежно будет сдерживать социально-экономическое развитие нашей страны:
1) снижение удельной энергоемкости экономики России;
2) повышение долгосрочной устойчивости энергетических рынков, глобальной энергетической безопасности, обеспечение которой должно осуществляться без ущерба чьих бы то ни было национальных интересов.
В рамках ПАО «Газпром» основные пути решения первой задачи отражены в Концепции энергосбережения и повышения энергетической эффективности ПАО «Газпром» на период 2011-2020 годы [2].
В качестве одного из главных принципов решения второй задачи в Энергетической стратегии указано сохранение стабильных отношений с потребителями российских энергоресурсов, что требует от ПАО «Газпром» обеспечения максимальной гибкости и надежности поставок газа по газотранспортной системе (ГТС). Для этого ПАО «Газпром» ежегодно затрачивает значительные ресурсы на строительство новых и реконструкцию имеющихся магистральных газопроводов (МГ). В то же время существует способ повышения эффективности транспорта газа, увеличения пропускной способности и продления срока службы ГТС, который может в кратчайшие сроки частично решить этот вопрос при отсутствии
капитальных затрат, - это оптимизация температурного режима транспорта природного газа.
Указанный вопрос не входит в мероприятия Программы энергосбережения ПАО «Газпром» и не рассматривается Концепцией энергосбережения и повышения энергетической эффективности ПАО «Газпром» на период 20112020 годы, хотя возможная экономия газа сопоставима или даже превышает экономию, полученную от реализации всех мероприятий Программы энергосбережения за 2014 и 2015 годы.
Примерные показатели, достижение которых возможно от реализации мероприятия по предварительной оценке специалистов Башкирского управления ООО «Газпром газнадзор», составляют:
1) экономия до 2 млрд м3 газа в год;
2) увеличение пропускной способности существующих газопроводов в зимний период на величину до 10 %;
3) максимальная экономия достигается в период пиковых нагрузок, что сопоставимо с постройкой одной станции подземного хранения газа (ПХГ) средней мощности;
4) повышение долгосрочной надежности работы единой системы газоснабжения (ЕСГ) путем обеспечения условий, снижающих риски развития коррозионных процессов.
Обратимся к краткой истории вопроса. Основные транспортные коридоры ЕСГ России имеют диаметр DN1400. Для газопроводов DN1000-1400 тепло, подводимое к газу при сжатии на компрессорной станции (КС), во время перекачки до следующей станции отводится в грунт лишь частично, что ведет к росту температуры в газопроводе:
чем больше диаметр, тем значительнее эффект. Рост температуры увеличивает затраты на перекачку газа и снижает пропускную способность, что требует более глубокого охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) газа.
Влияние температуры очень велико: рост температуры газа на выходе АВО газа на 1°С приводит к увеличению расхода топливного газа примерно на 1%. Проблема не нова, и в трудах многих исследователей [3-5] показано, что охлаждение газа в АВО газа необходимо рассматривать не в виде отдельного технологического процесса, а как существенную составную часть процесса транспортировки газа, которая оказывает значительное влияние на технико-экономические показатели работы МГ. Но практическое решение, четко регламентирующее указанный вопрос, в настоящее время отсутствует.
Вопрос определения температурного режима в нормативных документах был в свое время упомянут только в РД 153-39.0-112-2001 «Методика определения норм расхода и нормативной потребности в природном газе на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа» (Приложение Б). В этом РД было указано, что оптимальным для снижения энергозатрат является максимальное охлаждение газа в АВО газа компрессорной станции (КС) с ограничением температуры газа по условиям прочности трубной стали и (или) опасных пучений грунтов. Вопрос максимально возможного охлаждения газа так и не был до конца разъяснен, и соблюдение этой рекомендации в условиях эксплуатации носило косвенный характер. На смену этого РД пришел новый документ [6], в котором также отсутствует решение по значению максимально возможной температуры охлаждения газа.
При отсутствии контроля за исполнением данного условия для газотранспортных предприятий оптимальной становится экономия электроэнергии, а газ охлаждается минимально, только для недопущения перегрева металла и изоляции газопровода. Это приводит к росту расхода топливного газа и снижению пропускной способности газопроводов.
Так как основными функциями ООО «Газпром газ-надзор» являются контроль за надежностью эксплуатации и эффективным использованием газа, для ПАО «Газпром» решение задачи оптимизации температурного режима транспорта газа является одной из важнейших и актуальных проблем. С целью ее решения были проведены исследования способа определения оптимального режима по критериям надежности эксплуатации МГ и по минимуму энергозатрат на транспорт природного газа.
Рассмотрим возможный путь решения данной проблемы.
На оптимизацию температурного режима магистрального транспорта газа в ПАО «Газпром» влияют несколько объективных факторов:
1) отсутствие в руководящих документах четких рекомендаций, которые бы всесторонне учитывали влияние температуры компримируемого природного газа и изменения ее значений во времени на условия развития коррозионных процессов и выбор параметров охлаждения в летний период;
2) отсутствие методики определения экономии от реализации мероприятий по охлаждению газа, учитывающей рациональность дополнительных затрат на электрическую энергию;
3) наличие в газотранспортных обществах утвержденных лимитов по расходу электрической энергии, превышение которых недопустимо.
Для решения указанных вопросов были проведены исследования и анализ влияния температуры компримируемого природного газа и изменения ее значений во времени на сохранность изоляционного покрытия и скорость развития коррозионных процессов металла МГ, определены граничные условия для организации оптимального режима транспортировки, разработана методика и составлена соответствующая программа расчета.
В первую очередь была построена математическая модель процесса транспорта газа по МГ. В качестве основы был взят гидравлический расчет согласно [7], в который были внедрены тепловые расчеты процесса охлаждения газа в АВО газа, расчеты политропной работы сжатия и нормативного расхода топливного газа сжигаемого в газоперекачивающих агрегатах (ГПА) согласно РД 153-39.0-112-2001 «Методика определения норм расхода и нормативной потребности в природном газе на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа». Расчет проводился для участка МГ между двумя станциями (далее по тексту - КС-1 и КС-2).
Итоговыми данными расчета являются температура охлаждения газа и величина экономии ТЭР (экономии газа и дополнительных затрат электроэнергии) по сравнению со штатным режимом. По минимуму затрат выбиралось оптимальное охлаждение.
Так как расчет составлялся на основе стандартных показателей, приведенных в [7], для достижения максимальной точности требовалось обеспечить сходимость фактических и расчетных значений давления и температуры в конце участка. Это условие достигалось вариацией показателей эквивалентной шероховатости труб, коэффициента гидравлической эффективности, потери давления в трубопроводах между компрессорным цехом и узлом подключения и потери давления в системе охлаждения газа. Для сходимости по глубине охлаждения газа в АВО газа использовались коэффициенты технического состояния, для сходимости охлаждения на участке МГ - коэффициент теплопроводности грунта.
Регулирование значений температуры газа имеет максимальный эффект при круглогодичном использовании, поэтому оптимальным было построение графика значений температуры газа на выходе из АВО газа в течение календарного года. С этой целью расчет проводился для каждого месяца с января по декабрь по среднемесячным условиям - значениям температуры атмосферного воздуха, температуры и теплопроводности грунтов, скорости ветра, толщины снежного покрова, которые определялись по нормативным документам [8, 9] и планируемому расходу транспортируемого газа. В результате получился график изменения температуры газа на выходе из АВО газа в течение года. Пример графика представлен на рис. 1.
Но использование в таком виде могло привести к возникновению сопутствующих негативных эффектов, таких
Рис. 1. График зависимости значений температуры газа на выходе из АВО газа в течение года
как возникновение циклических температурных нагрузок, вызванных переохлаждением или перегревом газа.
Вследствие этого были проведены дополнительные исследования для определения граничных условий регулирования температурного режима.
При расчете граничными были определены условия, приводящие к перерасходу ТЭР или снижению надежности газотранспортной системы:
1) переохлаждение газа на КС-1, приводящее к снижению температуры газа на входе КС-2 ниже температуры грунта;
2) недоохлаждение в АВО газа;
3) возникновение условий, приводящих к интенсификации коррозионных процессов.
Первое граничное условие: охлаждение газа ниже температуры грунта не только экономически не выгодно, но и может привести к изменению агрегатного состояния воды, содержащейся в грунте, окружающем газопровод. Последствия изменения агрегатного состояния непредсказуемы.
Второе граничное условие: наиболее чувствительным к повышению температуры газа в МГ является изоляционное покрытие. В каждом случае максимальная температура зависит от вида изоляционного покрытия. Для изоляции стыков в основном используется система антикоррозионного покрытия БИУРС, эксплуатация которой допускается в температурном интервале от -20 до +60 °С. Максимальная температура для заводских изоляционных покрытий регламентируется ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные» [10] и для труб DN 1400 колеблется в пределах от +40 до +100 °С. Выбор зависит от наиболее чувствительного к изменению температуры покрытия.
Третье граничное условие требует определения значимости факторов, приводящих к развитию коррозионных процессов.
В случае применения оптимизации произойдет изменение температуры газа в МГ и изменение колебаний температуры в течение года (цикличность).
Для оценки рисков, связанных с коррозионным растрескиванием под напряжением (КРН), в ПАО «Газпром» разработан стандарт СТО Газпром 2-2.3-173-2007 «Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному
растрескиванию под напряжением» [11]. В стандарте в качестве факторов, способствующих образованию и протеканию стресс-коррозии на МГ рассматривают: состояние изоляционного покрытия; уровень грунтовых вод; переменное смачивание поверхностными и подземными грунтовыми водами; напряженно-деформированное состояние участков МГ; тип и коррозионную агрессивность грунта. Температура и цикличность влияют на указанные факторы, но количественно оценить порядок и функциональность этого влияния сложно.
Вследствие этого при исследовании влияния различных факторов на механизм развития коррозионных процессов использованы выводы, сделанные И.Г Абдуллиным, А.Г Гареевым, А.В. Мостовым [12]. Авторы изучили более 70 случаев отказов магистральных газопроводов с целью выявления особенностей коррозионного растрескивания, причин его возникновения и закономерностей развития. Однозначно установлено, что характерным для коррозионного растрескивания является локализация очагов разрушения вблизи компрессорных станций: практически все аварии МГ произошли на расстоянии не более 30 км от КС. Причинами этого являются повышенная температура стенки трубы, высокое давление газа, вибрационное воздействие компрессоров.
Кинетика роста коррозионной трещины описана с помощью введенного параметра - эффективной скорости роста трещины ^эфф, который определяется
соотношением:
^эфф = а •«• F (T )/(t - b),
(1)
где а - эмпирический коэффициент; d - толщина стенки трубы; t - время до отказа газопровода; b - длительность первой стадии развития коррозии (определяется временем образования карбонат-бикарбонатной среды и микроочагов растрескивания).
В приведенной формуле только одна функция F(T) зависит от температуры, ее значение приведено авторами в табл. 1.
Из таблицы видно, что повышение температуры газа на каждые 10 °С приводит к ускорению развития коррозии на 30-50%.
При определении влияния цикличности в качестве основы взяты материалы НТС ГГК «Газпром» «Проблемы повышения надежности и безопасности газопроводов, подверженных стресс-коррозии» [13], согласно которым число циклов до разрушения трубы, определенное в рамках модели Коффина-Мэнсона составляет N = 6254. Указанная модель определяет средний срок службы газопроводов на стадии роста коррозионной трещины. В существующих эксплуатационных условиях частота усталостного нагружения в среднем равна одному циклу в сутки, то есть соответствует суточному изменению температуры атмосферного воздуха и вызванного этим изменения глубины охлаждения газа
Таблица 1
Значения функции F(T] в зависимости от температуры газа
Температура, °С l'l 10 20 30 40 50 60 70
F(T) 0,18 0,27 0,4 0,54 0,74 1 1,3 1,7
в АВО газа. Следовательно, из расчета 365 циклов в год этот срок составит около 17 лет после возникновения карбонат-бикарбонатной среды и микроочагов растрескивания. Соответственно каждый дополнительный цикл изменения температуры за год приводит к снижению срока до разрушения МГ на 0,3%.
Оптимизация температурного режима предполагает увеличение числа циклов на один в год, что может привести к ускорению механического разрушения магистрального газопровода на 0,3%. В то же время предлагаемое снижение температуры газа на величину до 10 °С может увеличить время до разрушения МГ на 30-50%.
Коррозионное растрескивание под напряжением слишком сложный процесс, чтобы однозначно трактовать степень влияния различных факторов на скорость его развития, но тем не менее из представленного анализа можно сделать косвенный вывод о полезности увеличения глубины охлаждения в АВО газа, так как при незначительном росте количества циклических нагрузок возможно снижение интенсивности коррозионных процессов и увеличение срока службы газопровода.
Для минимального увеличения количества циклов (следует стремиться к одному в год) при выборе глубины охлаждения газа в АВО газа необходимо не руководствоваться максимально достигаемым в данных условиях охлаждением, а для каждого месяца определять температуру, достижение которой можно гарантированно обеспечить. С этой целью предлагается расчет для каждого месяца проводить на основе среднемесячных климатических условий при включении 80% вентиляторов АВО газа; в этом случае при повышении температуры атмосферного воздуха будет иметься резерв для обеспечения установленной температуры газа на выходе из АВО газа.
В результате изложим третье граничное условие в следующем виде: расчет температуры газа после АВО газа для каждого месяца проводить на основе среднемесячных климатических условий при включении 80% вентиляторов АВО газа. На основе полученных значений температуры для каждого месяца необходимо построить график, обеспечивающий плавное изменение температуры газа на выходе из АВО газа в течение года.
Расчет оптимального теплового режима МГ для поиска оптимального решения - сложная задача, требующая большого количества итераций. С этой целью была разработана программа на объектно-ориентированном языке программирования «делфи», что позволило интегрировать ее в исходные коды программ, применяемых в ПАО «Газпром». При составлении программы приоритетными критериями закладывались простота использования и представления полученных результатов, достоверность расчетов, возможность регулирования максимального
Рис. 2. Пример окна отображения результатов программы
количества параметров. В программе реализовано два уровня ввода исходных данных для расчета - переменных и условно-переменных. В программу внедрена система защиты от ошибочно введенных данных. Для максимального упрощения понимания полученных результатов была внедрена их цветовая кодировка. Пример вывода результатов расчета представлен на рис. 2.
Выводы
1. Разработана методика и программа, позволяющие определить оптимальный температурный режим транспорта газа как по условиям надежности эксплуатации, так и по минимуму энергозатрат.
2. Определены граничные условия, позволяющие обеспечить регулирование температуры газа на выходе из АВО газа в безопасных для МГ режимах.
3. Методика определяет дополнительный расход электроэнергии, затрачиваемой на ее реализацию. При внедрении указанного мероприятия в газотранспортном дочернем обществе ПАО «Газпром» рекомендуется проводить корректировку плановых показателей по расходу электрической энергии на расчетную величину.
4. Методика актуальна для всех газотранспортных дочерних обществ ПАО «Газпром», расположенных вне зоны грунтов с вечной мерзлотой.
5. Расчеты специалистов Башкирского управления ООО «Газпром газнадзор», проведенные для стандартного компрессорного цеха (8 ГПА по 10 МВт) средней полосы России, показывают возможность экономии около 14 млн м3 газа в год при расходе электроэнергии 2,8 млн кВт-ч (экономия ТЭР около 30 млн руб. в год), либо в случае пиковых нагрузок увеличения пропускной способности МГ до 10%.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утв. распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11.2009.
2. Концепция энергосбережения и повышения энергетической эффективности ОАО «Газпром» на период 20112020 гг. Утв. приказом ОАО «Газпром» от 28.12.2010 № 364.
3. Бикчентай Р.Н., Казаченко А.Н., Поршаков Б.П., Шпотаковский М.М. Влияние температуры транспортируемого газа на топливно-энергетические затраты КС // Газовая промышленность. 1991. № 2. С.19-22.
4. Карпов С.В., Галиуллин З.Т., Ходанович И.Е. и др. Транспорт больших потоков газа с учетом тепловых режимов газопроводов и охлаждения газа на КС // Газовая промышленность. 1972. № 5. С.14-17.
5. Алимов С.В., Маланичев В.А., Мигачева Л.А. Повышение пропускной способности магистральных газопроводов // Деловая слава России. Вып. VI. 2009. С. 90-91.
6. Временный порядок расчета расхода природного газа на собственные технологические нужды и технологически неизбежные потери газа при его транспортировке по магистральным газопроводам ОАО «Газпром». М.: ООО «Газпром экспо», 2014. 41 с.
7. СТО «Газпром» 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. Дата введения 2006.07.03. Челябинск: Центр безопасности труда. 2006. 136 с.
8. СП 131.13330.2012. Строительная климатология: Актуализированная версия СНиП 23-01-99*. М.: Минрегион России, 2012. 109 с.
9. СНиП 2.02.04-88. Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах. М: Управление стандартизации и технических норм в строительстве Госстроя СССР, 1990. 59 с.
10. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. М.: ИПК Изд. стандартов, 1998. 52 с.
11. СТО Газпром 2-2.3-173-2007. Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. М.: ИРЦ «Газпром», 2008. 12 с.
12. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Мостовой А.В. Коррозионно-механическая стойкость нефтегазовых трубопроводных систем: диагностика и прогнозирование долговечности. Уфа: Гилем, 1997. 177 с.
13. Проблемы повышения надежности и безопасности газопроводов, подверженных стресс-коррозии: Мат. НТС ГГК «Газпром»// Транспорт и подземное хранение нефти и газа: Экспресс-информация. 1993. № 2-4. 70 с.
OPTIMIZATION OF THE TEMPERATURE MODE OF TRANSPORTATION OF NATURAL GAS AS A WAY TO INCREASE BANDWIDTH AND EXTENDING THE SERVICE LIFE OF MAIN GAS PIPELINES
GALIKEEV A.R., Cand. Sd. (Tech.),
KAMALETDINOV I.M., Cand. Sd. (Tech.)., Head of Department
Bashkir management of LLC «Gazprom gaznadzor» (92/1, Russian St., 450098, Ufa, Russia) KITAEV S.V., Dr.Sd (Tech), Prof., Department of Transport and Storage of Oil and Gas Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Russia). E-mail: [email protected]
ABSTRACT
Saving gas for own and technological needs is an important task in the main pipeline transport of natural gas, it is necessary to ensure the reliability of the pipeline system.
This paper has presented the methodology and software that allows you to determine the optimal temperature for the transport of gas, both in terms of operational reliability and low energy consumption. Defined boundary conditions allows to regulate the gas temperature at the outlet of air moling units gas safe for gas pipelines modes.
Keywords: compressor station, device of air moling, gas pipeline, natural gas, moling gas.
REFERENCES
1. «Energeticheskaya strategiya Rossiina period do 2030 goda», utverzhdena rasporyazheniem Pravitelstva Rossiyskoy Federatsii [«Energy Strategy of Rus-sia for the period till 2030», approved by the Federal Government].
2. «Kontseptsiya energosberezheniya i povyisheniya energeticheskoy effek-tivnosti OAO «Gazprom» na period 20112020 gg.» [«The concept of energy saving and energy effectiveness, efficiency of OJSC» Gazprom «for the period 2011-2020»].
3. Bikchentay R.N., Kazachenko A.N., Porshakov B.P., Shpotakovskiy M.M. The effect of temperature of transported gas for fuel and energy costs COP. Gazovaya promyshlennost' 1991, no. 2, pp.19-22 (In Russian).
4. Karpov S.V., Galiullin Z.T., Hodanovich I.E., Bordovskiy G.P., Bikchentay R.N. Transport of large gas flows taking into account the thermal conditions of the gas-wires and cooling gas at COP. Gazovaya promyshlennost', 1972, no. 5, pp.14-17 (In Russian).
5. Alimov S.V., Malanichev V.A., Migacheva L.A. Increased capacity of trunk pipelines. Delovaja slava Rossii Vyp.VI., 2009, pp.90-91 (In Russian).
6. Vremennyiyporyadok rascheta rashoda prirodnogo gaza na sobstvennyie tehnologicheskie nuzhdyi i tehnologicheski neizbezhnyie poteri gaza pri ego transportirovke po magistralnyim gazoprovodam OAO «Gazprom» [Temporary procedure for calculation of natural gas consumption for technological needs and technologically inevitable loss of gas during its transportation through main pipelines of JSC «Gazprom»]. Moscow, IRTs «Gazprom» Publ., 2014. 41 p.
7. STO «Gazprom» 2-3.5-051-2006. Normyi tehnologicheskogo proektirovaniya magistralnyih gazoprovodov [STO «Gazprom» 2-3.5-051-2006. Norms of technological design of trunk pipelines]. Chelyabinsk, Tsentr bezopasnosti truda Publ., 2006. 136 p.
8. SP 131.13330.2012. Stroitelnaya klimatologiya [Building Climatology]. Moscow, Minregion rossii Publ., 2012. 109 p.
9. SNIP 2.02.04-88. Osnovaniya i fundamenty na vechnomerzlyx gruntax [Bases and foundations on permafrost]. Moscow, Upravlenie standartizacii i texnicheskix norm v stroitelstve gosstroya SSSR Publ., 1990. 59 p.
10. GOST R 51164-98. «Truboprovody stalnye magistralnye» [«Pipes steel backbone»]. Moscow, IPK izdatelstvo standartov Publ., 1998. 52 p.
11. STO Gazprom 2-2.3-173-2007. «Instrukciya po kompleksnomu obsledovaniyu i diagnostike magistralnyxgazoprovodov, podverzhennyxkorrozionnomu rastreskivaniyupodnapryazheniem» [«Instructions on comprehensive examination and diagnosis of the main gas pipelines prone to stress corrosion cracking»].Moscow, IRC «Gazprom» Publ., 2008. 12 p.
12. Аbdullin I.G., Gareev A.G., Mostovoj A.V. Korrozionno-mexanicheskaya stojkost neftegazovyx truboprovodnyx sistem: diagnostika iprognozirovanie dolgovechnosti [Corrosion-mechanical strength of oil and gas pipeline systems, diagnostics and forecasting of durability]. UFA: Gilem Publ., 1997. 177 p.
13. Proc. the NTS GGK «Gazprom», «Problems of improving the reliability and safety of gas pipelines subject to stress-corrosion». Ekspress-informaciya: Transport i podzemnoe xranenie nefti i gaza, 1993, no.2-4, 70 p. (In Russian).
