|
Развитие отрасли |
8-20 |
Баку – Балтика – Тихий Океан
В. H. Комарица a, Н. H. Сухорукова a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, г. Москва, Севастопольский проспект, 47а
Аннотация: «Надо знать характер ʺТранснефтиʺ!» – говорит Сергей Тер-Саркисянц, вице-президент компании в 1995–2005 годах, рассказывая о крупнейших трубопроводных стройках страны и задачах, которые многим казались невыполнимыми. Воспоминания Сергея Рафаэловича об этапах своего профессионального пути – яркие зарисовки эпохи, уникальные свидетельства непростой истории нефтепроводной отрасли. |
|
Проектирование, строительство и эксплуатация |
21-29 |
Методы измерения температуры начала кристаллизации парафинов в нефти и дизельном топливе
Р. З. Сунагатуллин a, Г. В. Несын a, И. И. Хасбиуллин a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, г. Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-1-21-29
Аннотация: В настоящей работе описаны методы измерения температуры начала кристаллизации парафинов (ТНКП) в нефти и дизельном топливе, а также рассмотрены их преимущества и недостатки. Немонотонность зависимости тех или иных свойств нефти/дизельного топлива от температуры лежит в основе большинства методов определения ТНКП. Как правило, ей соответствует точка излома на температурных кривых. На основании сравнительного анализа авторами статьи выявлены наиболее перспективные для практического использования методы: вискозиметрия, калориметрия и поляризационная микроскопия.
Ключевые слова: нефть, дизельное топливо, парафин, температура начала кристаллизации парафинов, фазовый переход, реология, спектроскопия.
Для цитирования:
Сунагатуллин Р. З., Несын Г. В., Хасбиуллин И. И. Методы измерения температуры начала кристаллизации парафинов в нефти и дизельном топливе // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 1. С. 21–29.
Список литературы:↓
1. Ганеева Ю. М., Юсупова Т. Н., Романов Г. В. Асфальтеновые наноагрегаты: структура, фазовые превращения, влияние на свойства нефтяных систем // Успехи химии. 2011. Т. 80. № 10. С. 1034–1050.
2. Ильин А. Н., Полищук Ю. М., Ященко И. Г. Высокопарафинистые нефти: закономерности пространственных и временных изменений их свойств // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2007. №2. URL: http://ogbus.ru/authors/Iliin/Iliin_1.pdf (дата обращения 21.10.2017).
3. Тархов Л. Г., Пепеляев С. Н., Рябов А. В. Исследование влияния углеводородов состава дизельных фракций на эффективность действия депрессорно-диспергирующей присадки // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Химическая технология и биотехнология. 2009. Т. 9. С. 162–169.
4. Валиев М. И., Хасбиуллин И. И., Казаков В. В. Особенности применения противотурбулентных присадок на основе полиальфаолефинов при различной температуре нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 5. С. 32–37.
5. Маркин А. Н., Суховерхов С. В. Исследование кинетики выделения парафинов из нефти // Вестник Дальневосточного отделения РАН. 2011. № 5. С. 66–71.
6. Ященко И. Г., Полищук Ю. М. Особенности физико-химических и реологических свойств парафинистых нефтей // Нефть и газ (Казахстан). 2011. № 5. С. 59–68.
7. Полимерные агенты снижения гидродинамического сопротивления для тяжелой нефти / П. А. Ревель-Муроз [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 5. С. 42–47.
8. Современные методы измерения свойств пластовых флюидов. С. Бетанкур [и др.] // Нефтегазовое обозрение. 2007 (Осень). С. 70–88. URL: http://www.slb.com/resources/oilfield_review/ru/2007/or2007_ru_aut.aspx (дата обращения 30.09.2017).
9. Маркин А. Н., Низамов Р. Э., Суховерхов С. В. Нефтепромысловая химия: практическое руководство. Владивосток : Дальнаука, 2011. 288 с.
10. Экспериментальное и теоретическое исследование микрокристаллизации парафинов в нефти / А. А. Кислицын [и др.] // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2015. Т. 1. № 3. С. 14–23.
11. Способ определения температуры кристаллизации парафинов в нефти : пат. 2495408 Рос. Федерация. № 2012110446/28 ; заявл. 19.03.2012 ; опубл. 10.10.2013, Бюл. № 28.
12. Борьба с отложениями парафина при добыче нефти / С. Ф. Люшин [и др.] // М. : Гостоптехиздат, 1961. 150 с.
13. Кемалов А. Ф., Ганиева Т. Ф., Фахрутдинов Р. З. Влияние ультразвуковой обработки на депрессорные свойства растворов полимера // Нефтепереработка и нефтехимия. 2006. № 12. С. 32–34.
14. Латышев А. А. Разработка и применение оптических методов исследования пластовых флюидов для повышения эффективности освоения глубокозалегающих нефтегазоконденсатных месторождений : дис. … канд. техн. наук. Ухта, 2003.
15. Каракчиев Э. И., Воронина Н. В. Определение температуры насыщения нефти парафином объемным способом // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 1997. № 3. С. 45–50.
16. Коробов Г. Ю., Рогачев М. К. Предупреждение образования асфальтосмолопарафиновых отложений в системе «пласт – скважина» // Успехи современного естествознания. Науки о земле. 2016. № 3. С. 163–170.
17. Изучение состава твердых углеводородов в асфальто-смолопарафиновых отложениях методом дифференциальной сканирующей калориметрии / Ю. М. Ганеева [и др.] // Технологии нефти и газа. 2007. № 1 (48). С. 72–76.
18. Оценка состава асфальтосмолопарафиновых отложений и нефти месторождения Кумколь методами термического и ИК-спектроскопического анализов / Г. И. Бойко [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2015. № 6. С. 80–82.
19. Удельная теплоемкость и теплопроводность теплоаккумулирующих материалов на основе парафина, буроугольного и полиэтиленового восков / Ю. Ф. Снежкин [и др.] // Проблемы региональной энергетики. 2014. № 2 (25). С. 38–46.
20. Alcazar-Vara L. A. Buenrostro-Gonzalez E. Experimental study of the influence of solvent and asphaltenes on liquid-solid phase behavior of paraffinic model systems by using DSC and FT-IR techniques // Journal of Thermal Analysis and Calorimetry. 2012. Vol. 107. № 3. P. 1321–1329.
21. Crystallization of long-chain n-paraffins from solutions and melts as observed by differential scanning calorimetry / X. Guo, et al. // Macromolecules. 2004. Vol. 37. № 15. P. 5638–5645.
22. Alcazar-Vara L. A., Garcia-Martinez J. A., Buenrostro-Gonzalez E. Effect of asphaltenes on equilibrium and rheological properties of waxy model systems // Fuel. 2012. Vol. 93. P. 200–212.
23. Kriz P., Andersen S. I. Effect of asphaltenes on crude oil wax crystallization // Energy & Fuels. 2005. Vol. 19. № 3. P. 948–953.
24. Campagnolo E. A., Washington Ferreira S. R., Branco Valter A. M. Method and apparatus for determining the wax appearance temperature of paraffinic petroleum : пат. 6035706 США. Опубл. 14.03.2000.
25. Roehner R. M., Hanson F. V. Determination of wax precipitation temperature and amount of precipitated solid wax versus temperature for crude oils using FT-IR spectroscopy // Energy & Fuels. 2001. Vol. 15. № 3. Р.756–763.
26. Determination of wax appearance temperature (WAT) in paraffin/solvent systems by photoelectric signal and viscosimetry / A. A. Dantas Neto, et al. // Brazilian Journal of Petroleum and Gas. 2009. Vol. 3. № 4. P. 149–157.
27. Фатыхов М. А., Багаутдинов Н. Я. Воздействие электромагнитного поля на процесс кристаллизации парафина // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2007. № 1. URL: http://ogbus.ru/authors/Fatykhov/Fatykhov_3.pdf (дата обращения 16.10.2017).
28. Злобин А. А. Анализ фазовых переходов парафинов в поровом пространстве пород-коллекторов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2012. Т. 11. № 5. С. 47–56.
|
|
30-35 |
Моделирование течения жидкости в присутствии противотурбулентных присадок
А. Ю. Кохановский a, К. В. Торопецкий a, В. Н. Ульянов b, Г. А. Борисов a, Э. В. Усов c
a ООО «НовосибирскНИПИнефть», 630090, Россия, г. Новосибирск, ул. Инженерная, 20
b ООО «Новосибирский научно-технический центр», 630090, Россия, г. Новосибирск, ул. Николаева, 11
с Новосибирский филиал Института проблем безопасного развития атомной энергетики Российской академии наук, 630090, Россия, г. Новосибирск, ул. Лаврентьева, 1
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-1-30-35
Аннотация: В настоящей работе предложена численная модель для расчета потерь давления в трубопроводной системе при транспортировке жидкости с противотурбулентной присадкой в широком диапазоне чисел Рейнольдса. Численная модель опирается на трехслойную модель турбулентного течения жидкости при наличии противотурбулентной присадки. Главной особенностью модели является введение понятия фактора эластичности пристеночного слоя, зависящего от типа и концентрации присадки, а также от свойств транспортируемой жидкости. Предложен метод определения фактора эластичности пристеночного слоя на основе экспериментальных данных по измерению эффективности снижения гидродинамического сопротивления. На основе разработанной численной модели и ее последующей калибровки построены зависимости расхода линейного участка трубопровода от перепада давления при транспортировке жидкости в присутствии определенных марок противотурбулентных присадок.
Ключевые слова: противотурбулентная присадка, трехслойная модель турбулентности, снижение гидродинамического сопротивления.
Для цитирования:
Моделирование течения жидкости в присутствии противотурбулентных присадок / А. Ю. Кохановский [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 1. С. 30–35.
Список литературы:↓
1. Лисин Ю. В., Семин С. Л., Зверев Ф. С. Оценка эффективности противотурбулентных присадок по результатам опытно-промышленных испытаний на магистральных нефтепроводах // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 3. C. 6–11.
2. Нестепанин П. Е., Бархатов А. Ф. Противотурбулентная присадка как один из способов снижения капитальных и эксплуатационных затрат // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 3. С. 18–26.
3. Polymer drag-reducing agents for transportation of hydrocarbon liquids: Mechanism of action, estimation of efficiency, and features of production / G. V. Nesyn, et. al. // Polymer Science, Series A. 2012. № 54. P. 61–67.
4. Черникин В. А., Челинцев Н. С. О совершенствовании методов определения эффективности применения противотурбулентных присадок на магистральных нефтепродуктопроводах // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. № 1. С. 58–61.
5. Грудз В. Я., Аль-Дандал Р. С. Исследование влияния противотурбулентных присадок на гидравлическое сопротивление нефтепровода // Системы. Методы. Технологии. 2015. № 3. С. 44–50.
6. Introducing slag powder as drag reduction agent in pipeline: An experimental approach / A. A. Hayder, et al. // Scientific Research and Essays. 2012. № 7. P. 1768–1776.
7. Лурье М. В., Арбузов Н. С., Оксенгендлер С. М. Расчет параметров перекачки жидкостей с противотурбулентными присадками // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. № 2. С. 56–60.
8. Лурье М. В., Голунов Н. Н. Использование результатов стендовых испытаний малых противотурбулентных добавок для гидравлических расчетов промышленных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 4. С. 32–37.
9. White C. M., Somandepalli V. S. R., Mungal M. G. The turbulence structure of drag-reduced boundary layer flow // Experiments in fluids. 2004. № 36. С. 62–69.
10. A study with particle-image velocimetry of the influence of dragreducing polymers on the structure of turbulence / M. D. Warholic, et al. // Experiments in fluids. 2001. № 31. P. 474–483.
11. Gyr A., Tsinober A. On the rheological nature of drag reduction phenomena // Journal of Non-Newtonian Fluid Mechanics. 1997. № 73. P. 153–162.
12. Yang S.-Q. Drag reduction in turbulent flow with polymer additives // Journal of Fluids Engineering. 2009. Vol. 131. № 5. P. 05301.
13. Yang S.-Q., Dou G. Drag reduction in a flat-plate boundary layer flow by polymer additives // Physics of Fluids. 2005. № 17. P. 065–104.
14. Yang S.-Q., Dou G. Turbulent drag reduction with polymer additive in rough pipes // Journal of Fluid Mechanics. 2010. Vol. 642. P. 279–294.
15. Лурье М. В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. М. : Изд. центр РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2012. 456 с.
16. Кутателадзе С. С. Основы теории теплообмена. М. : Атомиздат., 1979. 416 с.
|
|
36-42 |
Критерий определения категории технического состояния сооружений башенного типа
Е. Ю. Сергеевцев a, С. А. Павлющик a, Н. С. Графов a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, г. Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-1-36-43
Аннотация: В области контроля технического состояния зданий и сооружений основным федеральным нормативным документом является ГОСТ 31937-2011 «Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния». Он регламентирует требования к работам и их составу, а также категории технического состояния, присваиваемые по результатам обследования. В нормативных документах по типам зданий и сооружений, по видам строительных конструкций устанавливаются браковочные критерии в зависимости от характера или размера дефекта (повреждения). При этом отсутствуют федеральные нормативные документы или методики, определяющие соответствие строительных конструкций определенной категории технического состояния на основании результатов обследования.
С целью установления требований, определяющих категорию технического состояния по результатам обследования, проведено исследование частного случая строительных конструкций – металлических решетчатых башенных сооружений, используемых как прожекторные мачты или молниеотводы. В настоящей работе рассмотрена возможность применения величины отклонения от вертикали оси ствола башенного сооружения в качестве критерия категории технического состояния. Проведен анализ результатов технического обследования башенных сооружений решетчатого типа. Рассмотрена взаимосвязь наличия дефектов и повреждений и величины отклонения от вертикали металлических решетчатых сооружений. С целью определения влияния величины отклонения на изменение усилий в элементах башенного сооружения проведен поверочный расчет прожекторной мачты ПМС-24. Предложен браковочный критерий для установления категории технического состояния.
Ключевые слова: техническое состояние, башенные сооружения, обследование зданий и сооружений.
Для цитирования:
Сергеевцев Е. Ю., Павлющик С. А., Графов Н. С. Критерий определения категории технического состояния сооружений башенного типа // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 1. С. 36–42.
Список литературы:↓
1. Соколов В. А. Категории технического состояния строительных конструкций зданий при их диагностике вероятностными методами // Фундаментальные исследования. 2014. № 6 (часть 6). С. 1159–1164.
2. Анализ опыта применения трехмерного лазерного сканирования на объектах ОАО «АК «Транснефть» / Г. Г. Васильев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 2. C. 48–55.
3. О проведении работ по трехмерному лазерному сканированию РВСП 20000 / Г. Г. Васильев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. №1. C. 54–59.
|
|
Прочность, надежность и долговечность |
|
44-53 |
Численно-аналитический расчет напряженного состояния подземного трубопровода с учетом его конфигурации
К. М. Гумеров a, Р. А. Харисов a, А. А. Распопов b
a Научно-технический центр трубопроводного транспорта ООО «НИИ Транснефть» (НТЦ ООО «НИИ Транснефть»), 450055, Россия, г. Уфа, проспект Октября, 144/3
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, г. Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-1-44-53
Аннотация: Получены дифференциальные уравнения равновесия трубопровода, находящегося под воздействием произвольных внешних сил, грунтов, опор, внутреннего давления и температуры. Уравнения учитывают фактическое распределение начальной кривизны в пространстве и выражены в криволинейной системе координат, совпадающей с осью трубопровода. Это существенно облегчает работу с данными внутритрубной диагностики, которые привязаны к той же системе координат (дистанции s от точки запуска снаряда). В частных случаях, когда начальная кривизна отсутствует, или при других упрощающих допущениях полученные уравнения переходят в известные выражения. Они могут быть эффективными при анализе результатов обследования сложных участков, в частности переходов типа «подземный–надземный», «болото–грунт», через реки и дороги и др. Дифференциальные уравнения равновесия могут быть решены численными методами.
Ключевые слова: магистральный трубопровод, напряженное состояние, математическая модель, продольно-поперечный изгиб, продольный сдвиг, уравнения равновесия.
Для цитирования:
Гумеров К. М., Харисов Р. А., Распопов А. А. Численно-аналитический расчет напряженного состояния подземного трубопровода с учетом его конфигурации // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 1. С. 44–53.
Список литературы:↓
1. Азметов Х. А., Матлашов И. А., Гумеров А. Г. Прочность и устойчивость подземных трубопроводов. СПб : Недра, 2005. 248 с.
2. Айнбиндер А. Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость. М. : Недра, 1991. 288 с.
3. Бабин Л. А., Быков Л. И., Волохов В. Я. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. М. : Недра, 1979. 176 с.
4. Бородавкин П. П., Синюков А. М. Прочность магистральных трубопроводов. М. : Недра, 1984. 245 с.
5. Новоселов В. Ф., Коршак А. А., Шаммазов А. М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов : учебное пособие для вузов / П. И. Тугунов [и др.] // Уфа : ДизайнПолиграфСервис, 2002. 658 с.
6. Ясин Э. М., Черникин В. И. Устойчивость подземных трубопроводов. М. : Недра, 1967. 120 с.
7. Петров И. П., Спиридонов В. В. Надземная прокладка трубопроводов. М. : Недра, 1973. 472 с.
8. Харионовский В. В. Повышение прочности газопроводов в сложных условиях. Ленинград : Недра, 1990. 180 с.
9. Дарков А. В., Шпиро Г. С. Сопротивление материалов. М. : Высшая школа, 1989. 624 с.
10. Глазков А. С., Климов В. П., Гумеров К. М. Продольно-поперечный изгиб трубопровода на участках грунтовых изменений // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. № 1. С. 63–70.
11. Гумеров А. Г., Гумеров Р. С., Гумеров К. М. Безопасность длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов. М. : Недра, 2001. 305 с.
12. Уравнения продольно-поперечного изгиба и сдвига трубопровода с учетом исходной кривизны участков / А. К. Гумеров [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 4. С. 77–82.
13. Шадрин В. С. Развитие методов оценки напряженного состояния подземных трубопроводов : дисс. … канд. техн. наук. Уфа, 2014. 24 с.
14. Добронравов В. В., Никитин И. Н., Дворников А. Л. Курс теоретической механики. М. : Высшая школа, 1974. 526 с.
15. Безухов Н. И. Основы теории упругости, пластичности, ползучести. М.: Высшая школа, 1968. 512 с.
16. Марчук Г. И. Методы вычислительной математики. М. : Наука, 1980. 536 с.
17. Лисин Ю. В., Неганов Д. А., Сергаев А. А. Определение допустимых рабочих давлений для длительно эксплуатируемых магистральных трубопроводов по результатам внутритрубной диагностики // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 6. С. 30–37.
18. Суриков В. И. Система геотехнического мониторинга и безопасного управления магистральными нефтепроводами, проложенными в сложных природно-климатических условиях // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 7. С. 48–51.
19. Бакши О. А., Распопов А. А., Ерофеев В. В. К вопросу о влиянии технологических дефектов на прочность неоднородных сварных соединений оболочковых конструкций // Сварка разнородных, композиционных и многослойных материалов : сборник научных трудов. Киев : ИЭС им. Е. О. Патона, 1990. С. 15–19.
20. Об учете особенностей пластического деформирования при расчете предельных состояний тонкостенных оболочек давления / А. А. Распопов [и др.] // Нефтегазовое дело. 2016. Т. 18. №4. С. 158–161.
|
|
54-61 |
Оценка трещины в трубе методом Монте-Карло при переходном режиме течения жидкости
М. Хассани a, О. Буледруа b, М. Хадж-Мелиани b,c, М. Саду b, Г. Плювинаж c
a Исследовательский Центр промышленных технологий, 16014, Алжир, Шерага, P. O. Box 64
b Университет имени Хассибы Бен Буали, 02000, Алжир, Салем, Шлеф, B. O. Box 151
c Университет Лотарингии, 57045, Франция, Meц, Île du Saulcy
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-1-54-61
Аннотация: Цель настоящей работы состоит в оценке разрушения трубы с дефектом типа «трещина» при переходном режиме течения жидкости. Математическая модель создана на основе законов сохранения массы и сохранения импульса; для расчета максимального давления в трубе гиперболическая система дифференциальных уравнений с частными производными решена методом характеристик и методом конечных разностей. Анализ надежности трубы с дефектом типа «трещина» проведен методом конечных элементов с использованием метода Монте-Карло и диаграммы оценки разрушения, с тем чтобы оценить запас прочности с детерминистической и вероятностной точек зрения.
Ключевые слова: метод Монте-Карло, диаграмма оценки разрушения, гидравлический удар, метод характеристик.
Для цитирования:
Оценка трещины в трубе методом Монте-Карло при переходном режиме течения жидкости / M. Хассани [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 1. С. 54–61.
Список литературы:↓
1. Wichowski R. Hydraulic Transients Analysis in Pipe Networks by the Method of Characteristics. Archives of Hydro-Engineering and Environmental Mechanics.2006;53(3): 267–291.
2. Abdelbaki N., Bouali E., Gaceb M., Bettayeb M. Study of defect admissibility in gas pipelines based on fracture mechanics. Journal of Engineering Science and Technology. 2009;4(1):111–121.
3. Hadj-Meliani M., Azari Z., Pluvinage G., Capelle J. Gouge assessment for pipes and associated transferability problem. Engng Failure Analysis.2010;17(5):1117–1126.
4. Rouabeh K., Schmitt C., Elaoud S., Hadj-Taïeb E., Pluvinage G. Failure of grey cast iron water pipe due to resonance phenomenon. Engineering Failure Analysis.2012;26:120–128.
5. Wylie E.B., Streeter V.L., Suo L. Fluid transients in system. New Jersey: Prentice Hall; 1993.
6. Trikha A.K. An Efficient Method for Simulating Frequency-Dependent Friction in Transient Liquid Flow. ASME Journal of Fluids Engineering. 1975;97:97–105.
7. Jallouf S., Schmitt C., Pluvinage G., Hadj-Taieb E., Lebienvenu M. A probabilistic safety factor for defect assessment of water pipes subjected to water hammer. Journal of Strain Analysis for Engineering Design. 2011;46(1):14–26.
|
|
62-66 |
Внутритрубная диагностика и инерциальная навигация: опыт АО «Транснефть – Диаскан»
Д. Ю. Глинкин a, М. Ю. Кирьянов a
a АО «Транснефть – Диаскан», 140501, Россия, Московская область, г. Луховицы, Куйбышева, 7
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-1-62-67
Аннотация: Обеспечение надежности и безопасности функционирования нефтепроводов – одна из приоритетных задач ПАО «Транснефть». Ее дочерняя компания, АО «Транснефть – Диаскан», выполняет сбор информации о техническом состоянии системы нефтепроводов методом внутритрубной диагностики. Для определения положения выявленных дефектов в геодезической системе координат используются инерциальные навигационные системы. В данной статье рассказывается о развитии АО «Транснефть – Диаскан» c момента образования компании до настоящего времени, в частности о применении инерциальных навигационных систем во внутритрубной диагностике. В процессе развития технологии были улучшены точностные характеристики приборов, разработаны уникальные методики расчета навигационных параметров и специализированный дефектоскоп, способный измерять не только координаты оси, но и перемещение трубопровода в процессе эксплуатации.
Ключевые слова: инерциальная навигация, бесплатформенная инерциальная навигационная система, внутритрубная диагностика.
Для цитирования:
Глинкин Д. Ю., Кирьянов М. Ю. Внутритрубная диагностика и инерциальная навигация: опыт АО «Транснефть – Диаскан» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 1. С. 62–66.
Список литературы:↓
1. Официальный сайт АО «Транснефть – Диаскан» : Об организации [Электронный ресурс]. URL: http://diascan.transneft.ru/about/ (дата обращения 28.12.2017).
2. LN-200 FOG Family. Advanced Airborne IMU/AHRS [Электронный ресурс]. URL: http://www.northropgrumman.com/Capabilities/LN200FOG/Documents/ln200.pdf (дата обращения 28.12.2017).
3. HG1700 Inertial Measurement Unit [Электронный ресурс]. URL: https://aerospace.honeywell.com/en/~/media/aerospace/files/brochures/n61-1619-000-000-hg1700inertialmeasurementunit-bro.pdf (дата обращения 28.12.2017).
4. Кирьянов М. Ю, Орлов В. В. Применение инерциальных навигационных систем во внутритрубной диагностике // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 3. С. 84–94.
5. Эрмиш С. В., Кирьянов М. Ю. Мониторинг пространственного положения трубопровода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 4(12). С. 56–58.
|
|
Товарно-транспортные операции и метрологическое обеспечение |
|
68-73 |
Уменьшение объема смеси нефтепродуктов при последовательной перекачке
Н. Н. Голунов a
a Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, г. Москва, Ленинский проспект, 65
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-1-68-73
Аннотация: Рассматривается проблема смесеобразования при последовательной перекачке светлых нефтепродуктов по одному и тому же трубопроводу. Известно, что при вытеснении одного нефтепродукта другим в области контакта последовательно движущихся партий образуется смесь, представляющая собой в общем случае некондиционный продукт. Поэтому вопрос об уменьшении объема некондиционных продуктов много лет является важной задачей, привлекающей внимание ученых. Поскольку установлено, что объем образующейся смеси зависит от интенсивности процессов конвекции и турбулентной диффузии в потоке жидкости в трубе, то снижение гидравлического сопротивления, по крайней мере в области контакта нефтепродуктов, может способствовать уменьшению объема смеси. Показывается, что противотурбулентные добавки, обычно вводимые в поток транспортируемой жидкости, могут успешно использоваться и для уменьшения объема некондиционной смеси. Приводятся формулы для расчета коэффициента гидравлического сопротивления в потоке жидкости с противотурбулентной добавкой в зависимости от концентрации этой добавки, числа Рейнольдса и относительной эквивалентной шероховатости. Излагаются основные моменты использования противотурбулентной добавки для уменьшения объема смеси нефтепродуктов при последовательной перекачке методом прямого контактирования.
Ключевые слова: трубопровод, нефтепродукты, последовательная перекачка, смесь нефтепродуктов, коэффициент продольного перемешивания, объем смеси, коэффициент гидравлического сопротивления, противотурбулентная добавка, уменьшение объема смеси.
Для цитирования:
Голунов Н. Н. Уменьшение объема смеси нефтепродуктов при последовательной перекачке // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 1. С. 68–73.
Список литературы:↓
1. Taylor G. Dispersion of soluble matter in solvent flowing slowly through a tube // Proceedings of the Royal Society A: Mathematical and Physical Sciences. 1953. Vol. 219. № 1137. P. 186–203.
2. Taylor G. The dispersion of matter in turbulent flow through a pipe // Proceedings of the Royal Society A: Mathematical and Physical Sciences. 1954. Vol. 223. № 1155. P. 447–468.
3. Марон В. И. Нестационарный перенос вещества в потоке жидкости в трубах : дис. … д-ра тех. наук. М. : МИНХ и ГП им. И. М. Губкина, 1974. 389 с.
4. Toms B. Some observations on the flow of linear polymer solutions through straight tubes at large Reynolds numbers // Proceedings of the 1st International Congress on Rheology. Amsterdam, North Holland Publ., 1948. Vol. 2. P. 135–141.
5. Трубопроводный транспорт нефтепродуктов / И. Т. Ишмухаметов [и др.] // М. : Нефть и газ, 1999. 300 с.
6. Лурье М. В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. М. : Нефть и газ, 2003. 336 c.
7. Лурье М. В., Голунов Н. Н. Использование результатов стендовых испытаний малых противотурбулентных присадок для гидравлических расчетов промышленных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 4. С. 32–37.
8. Бай Ши-и. Турбулентное течение жидкостей и газов. М. : Изд-во иностранной литературы, 1962. 344 с.
9. Способ последовательной перекачки разносортных нефтепродуктов : пат. 2256119 Рос. Федерация. № 2003135890/06 ; заявл. 10.12.2003 ; опубл. 10.07.2005, Бюл. № 19. 5 с.
|
|
Защита от коррозии |
|
74-78 |
К вопросу о целесообразности ингибиторной защиты
Л. П. Худякова a, А. А. Шестаков a
a Научно-технический центр трубопроводного транспорта ООО «НИИ Транснефть» (НТЦ ООО «НИИ Транснефть»), 450055, Россия, г. Уфа, проспект Октября, 144/3
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-1-74-78
Аннотация: Коррозия внутренней поверхности промысловых трубопроводов и оборудования – основная причина, приводящая к их отказу. Применение ингибиторов коррозии в сочетании с коррозионным мониторингом является наиболее распространенным методом противокоррозионной защиты, однако его целесообразность не всегда обоснована.
Для оценки целесообразности ингибиторной защиты авторами предложено использовать метод прогнозирования отказов промысловых трубопроводов, основанный на статистическом анализе рельефа поверхности образцов-свидетелей после промысловых испытаний в ингибированной среде и в среде без ингибитора, а также на последующем анализе потока отказов. Показано, что определение целесообразности применения ингибиторов коррозии сводится к прогнозированию технико-экономического ресурса эксплуатации трубопровода и выбору такого срока его эксплуатации, при котором затраты предприятия будут минимальными.
Ключевые слова: прогнозирование отказов трубопроводов, коррозия, образцы-свидетели, распределение коррозионных поражений, ингибирование.
Для цитирования:
Худякова Л. П., Шестаков А. А. К вопросу о целесообразности ингибиторной защиты // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 1. 74–78.
Список литературы:↓
1. Афанасьев А. В. Повышение эффективности ингибиторной защиты промысловых трубопроводов методами актуализации системных процессов. Опыт применения ингибиторов коррозии «Мастер Кемикалз» // Инженерная практика. 2012. № 5. С. 35–42.
2. Худякова Л. П., Шестаков А. А. Разработка нового методического подхода к прогнозированию отказов промысловых трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 5. С. 36–41.
3. Melchers R. E. Representation of uncertainty for maximum corrosion pit depth. Proceedings of the 9th International conference on structural safety and reliability (ICOSSAR). Rome, Italy, June 19–23, 2005.
4. Md. Noor N., Nordin Y., Mohd Nor S. H. Statistical modelling of corrosion growth in marine environment. Project Report. 2009 [Электронный ресурс]. URL: http://eprints.utm.my/9781/1/78188_Norhazilan_Md_Noor_FKA_TT_2009.pdf (дата обращения 18.09.2017).
5. Probability distribution of pitting corrosion depth and rate in underground pipelines: A Monte Carlo study / F. Caleyo, et al. // Corrosion Science. 2009. Vol. 51. № 9. P. 1925–1934.
6. Malik U. A., Al-Fozan S. A. Pitting behaviour of type 316L stainless steel in Arabian Gulf seawater. Technical Report No. SWCC (RDC)-22, October 1992.
7. Johnsen T., Hilfer R. Statistical prediction of corrosion front penetration // The American Physical Society. 1997. Vol. 55. № 5.
8. Маннапов Р. Г. Статистические закономерности коррозионного разрушения поверхности металлов // Надежность и контроль качества. 1988. № 9. С. 48–52.
9. Application of extreme value analysis to crevice corrosion / J. J. Vajo, et al. // Corrosion Science. 2003. Vol. 45. № 3. P. 497–509.
10. Kleiner Y., Rajani B. B. Characterization of external corrosion pits in ductile iron pipes. Probabilistic Methodologies in Water and Wastewater Engineering (in Honour of Prof. Barry Adams, University of Toronto). Toronto, Canada, September 23–24, 2011.
11. Zheng R., Carmeliet J. E., Hens H., Bogaerts W. F. Method to Determine Number and Size of Samples Taken from Zinc Roof to Analyze Pitting Corrosion. Conference Proceeding by ASHRAE, 2001.
12. Harlow D. G., Wei R. P. Probability Modeling and Statistical Analysis of Damage in the Lower Wing Skins of Two Retired B-707 Aircraft // Fatigue Fract Engnng Mater Struct. 2001. Vol. 24. P. 523–535.
13. Markov Chain Models for the Stochastic Modeling of Pitting Corrosion / A. Valor, et al. // Mathematical Problems in Engineering. Vol. 2013.
14. Glegola M. Extreme value analysis of corrosion data. Master Thesis. Delft University of Technology (The Netherlands), 2007.
|
|
79-83 |
Численный анализ корродированных конструкций с применением ANSYS APDL
Х. Беррекия a, A. Шуитер a, Д. Бензерга a
a Университет науки и техники Мохамеда Бодиафа, 31000, Алжир, Оран, Бир-эль-Джир, п/я 1505
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-1-79-83
Аннотация: Магистральным трубопроводам, по которым транспортируется большая часть химических жидкостей, в первую очередь природный газ и сырая нефть, приходится выдерживать давление около нескольких тысяч килограммов на кубический сантиметр. Соответственно, в полной мере должна быть обеспечена безопасность эксплуатации трубопроводов, особенно имеющих длительный срок эксплуатации, когда вероятность аварий повышается. Наиболее частой причиной возникновения аварийных ситуаций является коррозия металла труб − как внешняя, так и внутренняя, − в связи с чем рекомендуется использовать катодную защиту, а также проводить регулярные проверки трубопровода методами внутритрубной дефектоскопии.
Алжир является крупнейшим производителем и экспортером углеводородов в Африке и владеет одной из самых больших трубопроводных систем в мире. В 2007 году государственная нефтегазовая компания Sonatrach запустила масштабную программу управления своей сетью. Важным итогом этой программы стало осознание потребности в надежных инструментах для оценки работы каждого трубопровода.
Целью данного исследования является разработка алгоритма численного расчета поведения конструкции с коррозионными дефектами типа «потеря металла» методом конечных элементов в программе ANSYS. Также проведена проверка достоверности некоторых практических методов оценки приемлемости трещин.
Ключевые слова: трубопроводы, механика разрушений, коррозия, структурный анализ, метод конечных элементов, APDL, ANSYS
Для цитирования:
Беррекия Х., Шуитер A., Бензерга Д. Численный анализ корродированных конструкций с применением ANSYS APDL // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 1. С. 79–83.
Список литературы:↓
1. Lee Y. K., Kim Y. P., Moon M.-W., Bang W. H., Oh K. H., Kim W.-S. The Prediction of Failure Pressure of Gas Pipeline with Multi Corroded Region. Materials Science Forum. Trans Tech Publications, 2005. Vols. 475–479, p. 3323–3326.
2. Oh C. K., Kim Y. J., Baek J. H, KimW.-S. Ductile Failure Analysis of API X65 pipes with Notch-Type Defects using a Local Fracture Criterion. Int. Journal of Pressure Vessels and Piping. 2007;84(8):512–525.
3. Netto T. A., Ferraz U. S., Estefen S. F. The Effect of Corrosion Defects on the Burst Pressure of Pipelines. Journal of Constructional Steel Research. 2005;61(8):1185–1204.
4. Gurson A. L. Continuum Theory of Ductile Rupture by Void Nucleation and Growth. Part 1. – Yield Criteria and Flow Rules for Porous Ductile Media. Journal of engineering materials and technology. 1977;99:2–15.
5. Rice J. R., Tracey D. М. On the Ductile Enlargement of Voids In Triaxial Stress Fields. Journal of the Mechanics of Physics of Solids. 1969;17:201–217.
6. Lemaitre J. A. Continuous Damage Mechanics Model for Ductile Fracture. Journal of Engineering Material and Technology. 1985;107:83–89.
7. Hancock J. W., Mackenzie A. C. On The Mechanisms Of Ductile Failure In High-Strength Steels Subjected To Multi-Axial Stress-States. Journal of the Mechanics of Physics of Solids. 1976;24:147–169.
8. Oh C. K., Kim Y. J., Baek J. H., Kim Y. P., Kim W.-S. A phenomenological Model of Ductile Fracture for API X65 Steel. Int. Journal of Mechanical Sciences. 2007;49:1399–1412.
9. Karami M. Review of Corrosion Role in Gas Pipeline and Some Methods for Preventing It. Journal of Pressure Vessel Technology. 2012;134(5):054501.
10. Kishawy H. A., Gabbar H. A. Review of Pipeline Integrity Management Practices. Int. J. Pressure Vessels Piping. 2010;87:373–380.
11. Roche M. Corrosion Management: A Key Issue in Pipeline Integrity. Proceedings of International Petroleum Technology held 4–6 December 2007, Dubai, United Arab Emirates.
|
|
Энергетика и энергооборудование |
|
84-91 |
Обследование систем молниезащиты и заземления пожаро- и взрывоопасных объектов: совершенствование технологии
А. Ф. Копысов a, С. В. Лукьянов a, Л. Ю. Могильнер b, Н. А. Власов b
a ПАО «Транснефть», 119180, Россия, г. Москва, ул. Большая Полянка, 57
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, г. Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-1-84-91
Аннотация: Ущерб от аварий и пожаров на объектах трубопроводного транспорта, включая стоимость потерянного продукта, финансовые и временные затраты на восстановление объекта и окружающей среды, может составлять сотни миллионов рублей. Более того, чрезвычайные ситуации несут угрозу жизни и здоровью людей. Для устранения опасности прямого и косвенного воздействия молнии на объекты в организациях ПАО «Транснефть» выполняется регулярное обследование и диагностирование состояния систем молниезащиты и заземления (СМЗ). На основании результатов обследований, выполненных в 2012–2017 гг. силами ООО «НИИ Транснефть», проведен анализ соответствия параметров СМЗ требованиям проектной и нормативно-технической документации (НТД). Выполнена систематизация возможных несоответствий по двум критериям: влияние на электробезопасность объекта и причины возникновения. Рассмотрение выполнено отдельно по направлениям «молниезащита» и «заземление», а также в целом по работе этих систем на пожаро- и взрывоопасных объектах магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов. Установлено, что возможные несоответствия СМЗ нормативно-технической и/или проектной документации однотипны для площадочных объектов (нефтеперекачивающих станций, линейных производственно-диспетчерских станций, нефтебаз и т. д.) и для объектов линейной части (узлов камер пуска-приема средств очистки и диагностики (КПП СОД), запорной арматуры и т. д.). На основании проведенного анализа обосновываются сроки выполнения ремонтных работ и разрабатываются мероприятия по предотвращению появления несоответствий. По результатам исследований определен оптимальный состав измерений и расчетов, необходимых при обследовании СМЗ, и актуализирована методика проведения обследования СМЗ объектов ПАО «Транснефть». Отмечено снижение количества несоответствий этих систем установленным требованиям, произошедшее в первую очередь благодаря приведению объектов магистральных нефтепродуктопроводов в соответствие с требованиями современной НТД, а также в целом за счет своевременного устранения несоответствий эксплуатационными службами при подготовке объектов к проведению обследований и непосредственно в ходе выполнения обследований.
Ключевые слова: молния, молниезащита, заземление, методика, обследование.
Для цитирования:
Обследование систем молниезащиты и заземления пожаро- и взрывоопасных объектов: совершенствование технологии / А. Ф. Копысов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 1. С. 84–91.
Список литературы:↓
1. Risk Management for Floating Roof Storage Tanks [Электронный ресурс] // Lightning Eliminators & Consultants, Inc., 2013. URL: https://www.lightningprotection.com/wp-content/uploads/2017/04/retractable-grounding-assembly.pdf (дата обращения 21.09.2017).
2. Lightning Risk and Storage Tank Protection [Электронный ресурс] // Lightning Eliminators & Consultants, Consilium Middle East, 2013. URL: http://www.easyfairs.com/fileadmin/groups/8/Shop_2012/Day_2__12.10__Lanzoni__Mascarenas_and_Manbiar_pdf (дата обращения 21.09.2017).
3. Persson H., Lonnermark A. Tank Fires : Review of fire incidents 1951–2003. Brandforsk Project 513-021 [Электронный ресурс] // SP Swedish National Testing and Research Institute, 2004. SP Report 2004:14. URL: https://rib.msb.se/Filer/pdf%5C19108.pdf (дата обращения 25.09.2017).
4. Петрова Н. В., Чешко И. Д. Анализ экспертной практики по исследованию пожаров, произошедших на объектах хранения нефти и нефтепродуктов // Проблемы и перспективы судебной пожарно-технической экспертизы : материалы Междунар. науч.-практ. конф. СПб. : С.-Петерб. ун-т ГПС МЧС России, 2015. С. 78–81.
5. Калмацкий М. А.. Без слабых мест // Трубопроводный транспорт нефти. 2013. № 9. С. 24–29.
6. Интегральный критерий оценки состояния системы молниезащиты и заземления объектов перекачки нефти. / Л. Ю. Могильнер [и др.] // Безопасность труда в промышленности. 2017. № 2. С. 40–46.
7. Recommendations for reducing risk. Tank Storage Magazine. May 2012. Vol. 8. Issue 3.
8. Hazards Management for ASTs [Электронный ресурс] // Marshall T. Mott-Smith Consulting Group, LLC, 2013. URL: https://www.nistm.org/PDF/OH14-Publish/Mott-Smith-Hazards-0250.pdf (дата обращения 25.09.2017).
9. Тюренков С., Ланзони Д. Зарубежный опыт молниезащиты объектов нефтегазовой отрасли // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. № 2. С. 99–103.
10. Lightning Protection Products [Электронный ресурс] // Lightning Eliminators & Consultants. URL: http://www.LightningProtection.com (дата обращения 25.09.2017).
11. Ермаков К. В., Егурцов С. А. Анализ существующих способов внешней молниезащиты // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2010. № 6. С. 30–34.
12. Базелян Э. М., Райзер Ю. П. Физика молнии и молниезащиты. М. : Физматлит, 2001. 319 с.
13. Коструба С. И. Измерение электрических параметров земли и заземляющих устройств. М. : Энергоатомиздат, 1983. 168 с.
14. Могильнер Л. Ю., Панкратов А. Н., Власов Н. А. Повышение эксплуатационной надежности нефтеперекачивающих станций путем совершенствования диагностирования системы молниезащиты и заземления // Сборник тезисов Международной научно-технической конференции, посвященной памяти академика А. Х. Мирзаджанзаде. Уфа, 2016. С. 114–115.
15. Могильнер Л. Ю., Власов Н. А., Панкратов А. Н. Совершенствование методик контроля систем молниезащиты и заземления для обеспечения промышленной безопасности объектов перекачки нефти // Cборник трудов ХХI Всероссийской конференции по неразрушающему контролю и технической диагностике. М., 2017. С. 311–312.
|
|
92-101 |
Применение прогрессивных методов диагностики высоковольтного энергетического оборудования
С. В. Павленко a, Н. В. Силин b, Н. И. Игнатьев b
a ООО «ТранснефтьЭлектросетьСервис» (филиал), 127254, Россия, г. Москва, ул. Добролюбова, 16, корп. 1
b Дальневосточный федеральный университет, 690000, Россия, Приморский край, г. Владивосток, ул. Суханова, 8
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-1-92-101
Аннотация: Статья посвящена актуальным вопросам технической диагностики ответственного электроэнергетического оборудования, в частности силовых трансформаторов, установленных на объектах организаций системы «Транснефть» (ОСТ).
Концепции технической диагностики энергетического оборудования, принятые на сессиях CIGRE, а также отечественными сетевыми компаниями, определили основные цели, задачи и принципы построения современных систем технической диагностики и оценки технического состояния высоковольтного оборудования. Одна из задач, а именно получение и обработка массива диагностической информации, предполагает разработку и внедрение технических средств, обеспечивающих возможность организации мониторинга технического состояния энергооборудования под рабочим напряжением без его отключения. Получение экономического эффекта связывается с эволюционным замещением методов, требующих отключения основного оборудования, на контроль под рабочим напряжением.
Теоретические и экспериментальные исследования показывают, что электромагнитные поля, создаваемые электроэнергетическими устройствами во внешней области пространства, отражают их внутреннее состояние. В качестве диагностических параметров можно использовать различные характеристики электромагнитного поля. Новые возможности в области электромагнитного контроля появляются при анализе спектрального состава электромагнитного излучения (ЭМИ). Научными коллективами Дальневосточного федерального университета и Института автоматики и процессов управления ДВО РАН разработаны основные принципы нового способа электромагнитного контроля, основанного на мониторинге спектров собственного ЭМИ высоковольтного оборудования. Сотрудничество с ООО «ТранснефтьЭлектросетьСервис» (ООО «ТЭС») позволило существенно продвинуться в решении основных проблем, связанных с практической реализацией метода.
В статье представлены основные теоретические положения электромагнитного способа контроля высоковольтного оборудования, в том числе указаны условия выбора конкретных информационных частотных диапазонов, рекомендации по составу информационно-измерительных средств, а также методические аспекты по организации процедуры технического диагностирования. Показано, что состав спектров ЭМИ отображает конструктивные особенности контролируемого оборудования. Описана процедура и результаты практического применения метода электромагнитного контроля для технического диагностирования трансформаторного оборудования, установленного на ГНПС № 1 магистрального нефтепровода (МН) Куюмба – Тайшет.
Ключевые слова: электроэнергетическое оборудование, силовой трансформатор, техническое диагностирование, электромагнитный контроль, спектр электромагнитного излучения
Для цитирования:
Павленко С. В., Силин Н. В., Игнатьев Н. И. Применение прогрессивных методов диагностики высоковольтного энергетического оборудования // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 1. С. 92–101.
Список литературы:↓
1. Современные методы диагностики и оценки технического состояния электроэнергетического оборудования / А. С. Солодянкин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 2. С. 70–75.
2. Концепция диагностики электротехнического оборудования подстанций и линий электропередачи электрических сетей ОАО «ФСК ЕЭС». М. : 2004. 172 с.
3. Результаты длительной периодической диагностики силовых трансформаторов / Ю. П. Аксенов [и др.] // Электро. 2006. № 1. С. 28–42.
4. Аксенов Ю. П., Завидей В. И., Ярошенко И. В. Использование усовершенствованных методов электромагнитной локации разрядных явлений для определения объема ремонта трансформаторов // Электро. 2004. № 5. С. 19–24.
5. Кирпанев А. В., Лаврова А. В., Пуханов А. П. Идентификация внешних электромагнитных полей. Известия ЛЭТИ. 1990. Вып. 424. С. 54–58.
6. Александров А., Сазонов В. Современные методы диагностики. Дистанционная локация мест возникновения дефектов в изоляции высоковольтного оборудования подстанции // Электроэнергия. Передача и распределение. 2016. Специальный выпуск № 1. С. 34–37.
7. Киншт Н. В., Кац М. А. Диагностика точечных источников электромагнитных шумов // Электричество, 1999. № 4. С. 40–42.
8. Теоретические основы электротехники : В 3-х т. / К. С. Демирчян [и др.] СПб. : Питер, 2003. Т. 3. 377 с.
9. Stratton J. A. Electromagnetic Theory. New York : McGrawHill Book Company, 1941.
10. Силин Н. В. Оценка технического состояния электроэнергетического оборудования по спектральным характеристикам излучаемого электромагнитного поля // Известия Российской академии наук. Энергетика. 2008. № 3. С. 86–91.
11. Павленко С. В., Игнатьев Н. И., Силин Н. В. Опыт применения электромагнитного контроля для технического диагностирования электроэнергетического оборудования ООО «ТранснефтьЭлектросетьСервис» (ООО «ТЭС») / Материалы научной конференции «Современные технологии и развитие политехнического образования», Владивосток, 19–23 сентября 2016 г. Владивосток : Дальневосточный федеральный университет, 2016. С. 360–361.
|
|
Правоприменение и безопасность |
|
102-111 |
Нормативное правовое регулирование экологической и промышленной безопасности трубопроводного транспорта на примере Великобритании и Франции
В. И. Салыгин a, С. Г. Радионова b, И. А. Гулиев a, М. И. Рябова a
a Международный институт энергетической политики и дипломатии МГИМО, 119454, Россия, г. Москва, проспект Вернадского, 76
b Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор), 105066, Россия, г. Москва, ул. А. Лукьянова, 4, стр. 1
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-1-102-111
Аннотация: Несмотря на то что вопросы экологической и промышленной безопасности всегда имели стратегическую важность для компаний топливно-энергетического комплекса, в последние годы, с повышением внимания к экологической тематике со стороны общественности, они приобрели еще большее значение. Особый интерес представляет анализ актуальной нормативной правовой базы и ее эволюции с точки зрения требований, предъявляемых к трубопроводным компаниям в сфере экологии и промышленной безопасности. Авторами данной статьи рассматривается опыт двух стран – Великобритании и Франции. В обеих странах за последние годы были проведены реформы в области регулирования системы магистрального трубопроводного транспорта, и наблюдается ужесточение требований в сфере экологической и промышленной безопасности.
Ключевые слова: экологическая безопасность, промышленная безопасность, трубопроводный транспорт, Великобритания, Франция, нормативное правовое регулирование
Для цитирования:
Нормативное правовое регулирование экологической и промышленной безопасности трубопроводного транспорта на примере Великобритании и Франции / В. И. Салыгин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 1. С. 102–111.
Список литературы:↓
1. Кравченко С. А., Салыгин В. И. Экологические риски магистрального нефтепроводного транспорта: опыт Канады по их минимизации. ПОИСК: Политика. Обществоведение. Искусство. Социология. Культура. 2014. № 5. С. 22–35.
2. Особенности нормативного правового регулирования трубопроводного транспорта в США и его сравнение с требованиями отечественных нормативных правовых документов / С. Г. Радионова [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 2. С. 32–40.
3. Ассоциация операторов наземных трубопроводов Соединенного Королевства. Обобщение передового отраслевого опыта. Мониторинг систем управления промышленной безопасностью трубопровода [Электронный ресурс]. Ноябрь 2014 г. URL: http://www.ukopa.co.uk/wp-content/uploads/2015/02/UKOPA-Good-Practice-Process-Safety-Performance-Monitoring.pdf (дата обращения 02.11.2017).
4. Understanding COMAH: Performance and Recognition Framework. P. 5 [Электронный ресурс]. URL: http://www.hse.gov.uk/comah/guidance/performance-recognition-framework.pdf (дата обращения 02.11.2017).
5. Трубопроводный транспорт: усиление безопасности [Электронный ресурс]. URL: http://www.red-on-line.fr/hse/blog/2016/04/01/canalisations-transport-securite-solutionshse-veille-reglementaire-red-on-line-003402 (дата обращения 15.11.2017).
6. Годовой отчет компании TOTAL 2016 [Электронный ресурс] URL: http://www.total.com/sites/default/files/atoms/files/2016_form_20-f_web_0.pdf (дата обращения 15.11.2017).
7. Хартия «Безопасность, Здоровье, Окружающая среда и Качество» Группы Total [Электронный ресурс]. URL: http://www.total.com/sites/default/files/atoms/files/chartesecurite-environnement-qualite_vf.pdf (дата обращения 15.11.2017).
|
|
Материалы и оборудование |
|
112-119 |
Задвижка компактная с расширяющимся затвором
В. И. Воронов a, И. А. Флегентов а, А. Н. Петелин а
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, г. Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-1-112-119
Аннотация: Задвижки компактные с расширяющимся затвором, относящиеся к запорной трубопроводной арматуре, предназначены для герметичного перекрытия потока рабочей среды на измерительных линиях в системах измерения количества и показателей качества нефти на объектах магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов.
В статье рассмотрены задвижки, которые были разработаны совместно ООО «Конар» и ООО «НИИ Транснефть» в ходе выполнения опытно-конструкторской работы (ОКР) «Разработка и изготовление опытного образца компактной шиберной задвижки с расширяющимся затвором». ОКР проводилась с целью реализации стратегии импортозамещения продукции, предназначенной для системы магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов на территории России.
Задачей стратегии импортозамещения является увеличение доли в производственном процессе оборудования, материалов и технологий отечественного производства. При этом импортозамещающее оборудование по своим техническим характеристикам должно отвечать установленным ПАО «Транснефть» нормативам и обеспечивать высокую надежность работы системы магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, а также гарантированный процесс транспортировки нефти и нефтепродуктов по системе с соблюдением норм технической и экологической безопасности.
Ключевые слова: арматура трубопроводная, задвижка, затвор, запирающий элемент, система измерения количества и показателей качества нефти.
Для цитирования:
Воронов В. И., Флегентов И. А., Петелин А. Н. Задвижка компактная с расширяющимся затвором // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 1. С. 112–119.
Список литературы:↓
1. Безкавитационный регулятор давления шарового типа / О. Н. Полетаев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 4. С. 60–63.
2. Казанцев М. Н., Флегентов И. А., Зозуля С. Н. Особенности разработки ремонтной документации на капитальный ремонт многоходовых пробковых кранов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2016. № 3. С. 68.
3. Гуревич Д. Ф. Расчет и конструирование трубопроводной арматуры : Расчет трубопроводной арматуры. Изд. 5-е. М. : Издательство ЛКИ, 2008. 480 с.
4. Казанцев М. Н., Флегентов И. А., Петелин А. Н. Пути повышения надежности запорной арматуры для магистральных трубопроводов (на примере задвижек шиберных) // Нефтегазовое дело. 2016. Т. 14. № 4. С. 75–81.
5. Казанцев М. Н., Флегентов И. А., Зозуля С. Н. Проблемы применения различных уплотнительных материалов для герметизации разъема корпус-крышка трубопроводной арматуры при проведении среднего и капитального ремонта // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2016. № 6. С. 37–41.
6. Компактная задвижка с расширяющимся затвором : пат. 172359 Рос. Федерация. № 2016143140 ; заявл. 02.11.2016 ; опубл. 05.07.2017. Бюл. №19. 14 с.
|
