|
Прочность, надежность и долговечность |
608-617 |
Основы детерминированных нормативных методов обоснования прочности трубопроводов
Д. А. Неганов a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-6-608-617
Аннотация: Рассмотрены теоретические основы обоснования и обеспечения прочности, ресурса и безопасности объектов магистральных трубопроводов. Предложена дифференциация методов расчетов прочности на две категории – основные и поверочные расчеты. Первые дают возможность раздельно учитывать такие факторы, как назначение и ответственность трубопроводов, механические свойства трубных сталей, через систему коэффициентов надежности. Вторые являются более простыми, позволяя использовать сложившиеся и проверенные технологии производства труб и эксплуатации трубопроводов. В статье представлены такие виды основных расчетов прочности трубопроводов, как расчеты по допускаемым напряжениям и по предельным состояниям. Приведен основной алгоритм для постановки основных задач фундаментальной проблемы прочности, жесткости и устойчивости. Рассматривается вопрос выбора критериев прочности, которые могут быть применены для обоснования запасов прочности трубопроводов.
Ключевые слова: методы расчета на прочность и ресурс, магистральные трубопроводы, запасы прочности, жесткости и устойчивости, анализ внешних воздействий и напряженно-деформированных состояний, теории и критериев прочности, жесткости и устойчивости.
Для цитирования:
Неганов Д. А. Основы детерминированных нормативных методов обоснования прочности трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. С. 608–617.
Список литературы:↓
1. Махутов Н. А. Прочность и безопасность: фундаментальные и прикладные исследования. Новосибирск : Наука, 2008. 528 с.
2. Серенсен С. В. Избранные труды: в 3 т. Киев : Наукова думка, 1985. Т. 1 : Прочность материалов и элементов конструкций при статическом нагружении. 256 с. ; Т. 2 : Усталость материалов и элементов конструкций. 256 с. ; Т. 3 : Квазистатическое и усталостное разрушение материалов и элементов конструкций. 232 с.
3. Машиностроение : энциклопедия в 40 т. / Под общ. ред. К. В. Фролова. М. : Машиностроение, 1999–2006.
4. Научные основы повышения малоцикловой прочности / Н. А. Махутов [и др.]. М. : Наука, 2006. 624 с.
5. Прочность материалов и элементов конструкций в экстремальных условиях / Г. С. Писаренко [и др.]. Киев : Наукова думка, 1980. Т. 1. 536 с.; Т. 2. 772 с.
6. Разрушение : в 7 т. / Ред. Г. Либовиц. М. : Мир, 1973–1976.
7. Тимошенко С. П. Устойчивость стержней, пластин и оболочек. М. : Наука, 1971. 808 с.
8. Хажинский Г. М. Модели деформирования и разрушения металлов. М. : Научный мир, 2011. 232 с.
9. Влияние напряженно-деформированного состояния на предельное состояние трубопровода / Ю. В. Лисин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. № 4. С. 12–16.
10. Комплексный анализ запасов прочности трубопроводов и базовых механических свойств трубных сталей / Ю. В. Лисин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. № 7. С. 9–17.
11. Расчет термонапряжений и прочности роторов и корпусов турбин / К. В. Фролов [и др.]. М. : Машиностроение, 1988. 240 с.
12. Надаи А. Пластичность и разрушение твердых тел. М. : Издательство иностранной литературы, 1954. 648 с.
13. Фридман Я. Б. Механические свойства металлов. М. : Машиностроение, 1974. Ч. 1. 472 с. ; Ч. 2. 368 с.
14. Биргер И. А. Остаточные напряжения. М. : Машгиз, 1963. 232 с.
15. Колмогоров В. Л. Напряжения, деформации, разрушение. М. : Металлургия, 1970. 230 с.
16. Типовые расчеты при проектировании, строительстве и ремонте газонефтепроводов / Л. И. Быков [и др.]. СПб. : Недра, 2011. 748 с.
17. Целостность и безопасность трубопроводных систем / С. А. Тимашев [и др.]. Екатеринбург : AMБ, 2013. 590 с.
18. Учет масштабного эффекта при обосновании прочности магистральных трубопроводов / Ю. В. Лисин [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2017. № 6. С. 112–116.
|
|
618-630 |
Диагностика сварных швов оборудования магистральных нефтепроводов
Ю. Г. Матвиенко a, И. Е. Васильев a, Д. В. Чернов a, А. Ю. Марченков b
a Институт машиноведения имени А. А. Благонравова РАН (ИМАШ РАН), 101990, Россия, Москва, Малый Харитоньевский пер., 4
b Национальный исследовательский университет «МЭИ», 111250, Россия, Москва, Красноказарменная ул., 14
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-6-618-630
Аннотация:
В сварных конструкциях в процессе изготовления и эксплуатации возникают и развиваются скрытые дефекты (непровары, поры, включения, трещины, расслоения), наблюдается резко выраженная анизотропия свойств металла в области сварного шва, имеют место значительные остаточные напряжения, действующие на локальную прочность конструкции. В статье представлены методы, критерии и концепции, позволяющие выявлять регулярные и локальные зоны концентрации напряжений, определять фактический уровень прочностных характеристик материала, оценивать степень его деградации и накопленных повреждений, исследовать остаточные напряжения, прогнозировать развитие трещиноподобных дефектов. Комплексное использование рассмотренных методов позволяет на основе разработанных моделей и критериев механики разрушения с применением полученной экспериментальной информации определять прочность, живучесть и остаточный ресурс сварных швов оборудования магистральных трубопроводов.
Ключевые слова: сварные соединения, магистральные нефтепроводы, хрупкие тензочувствительные покрытия, идентирование, магнитный контроль, акустико-эмиссионная диагностика, остаточные напряжения, усталостный рост трещины, Т-напряжения, остаточный ресурс.
Для цитирования:
Диагностика сварных швов оборудования магистральных нефтепроводов / Ю. Г. Матвиенко [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. C. 618–630.
Список литературы:↓
1. Прочность, ресурс, живучесть и безопасность машин / Отв. ред. Н. А Махутов. М. : Либроком, 2008. 576 с.
2. Анализ рисков и обеспечение защищенности критически важных объектов нефтегазохимического комплекса / Н. А. Махутов [и др.]. Тюмень : ТюмГНГУ, 2013. 560 с.
3. Матвиенко Ю. Г. Тенденции нелинейной механики разрушения в проблемах машиностроения. М.– Ижевск : Институт компьютерных исследований, 2015. 56 с.
4. Комплексный анализ запасов прочности трубопроводов и базовых механических свойств трубных сталей / Ю. В. Лисин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 7. С. 9–17.
5. Комплексная диагностика предельных состояний и раннего предупреждения аварийных состояний конструкций / Махутов Н. А. [и др.] // Проблемы машиностроения и надежности машин. 2013. № 2. С. 46–51.
6. Махутов Н. А., Ушаков Б. Н., Васильев И. Е. Применение хрупких тензочувствительных покрытий для оценки прочности и выявления дефектов в сварных швах трубопроводов // Вестник машиностроения. 2011. № 2. С. 44–48.
7. Акустико-эмиссионные свойства оксидных тензоиндикаторов и распознавание сигналов при образовании трещин в хрупком слое покрытия / Ю. Г. Матвиенко [и др.] // Дефектоскопия. 2015. № 1. С. 48–60.
8. Комплексное исследование дефектов в изделиях из композиционных материалов с применением хрупких тензопокрытий и акустической эмиссии / Ю. Г. Матвиенко [и др.] // Заводская лаборатория. 2014. № 1. C. 46–50.
9. Способ распознавания источников сигналов акустической эмиссии, возникающих при деградации материала, образовании трещин и разрушении конструкции : пат. 2569078 Рос. Федерация / И. Е. Васильев, Ю. Г. Матвиенко, В. И. Иванов, С. В. Елизаров. № 2014125453/28 : заявл. 24.06.2014; опубл. 20.11.2015, Бюл. № 32.
10. Способ мониторинга степени деградации структуры материала и определения остаточной прочности изделия : пат. 2649081 Рос. Федерация / И. Е. Васильев, Ю. Г. Матвиенко, С. В. Елизаров, Д. В. Чернов. № 2017109571 ; заявл. 22.03.2017, опубл. 29.03.2018, Бюл. № 10.
11. Модель для определения трещиностойкости труб : пат. 2564696 Рос. Федерация / Ю. Г. Матвиенко, Губеляк Н. № 2014122236/28 ; заявл. 02.06.2014 ; опубл. 10.10.2015, Бюл. № 28.
12. Hadj Meliani M., Matvienko Y. G., Pluvinage G. Corrosion defect assessment on pipes using limit analysis and notch fracture mechanics // Engineering Failure Analysis. 2010. No. 17. Р. 1117–1126.
13. Likeb A., Gubeljak N., Matvienko Y. G. Finite element estimation of the plastic ηpl factors for pipe-ring notched bend specimen using the load separation method // Fatigue and Fracture of Engineering Materials and Structures. 2014. Vol. 37. Р. 1319–1329.
14. Матвиенко Ю. Г. Модели и критерии механики разрушения. М. : Физматлит. 2006. 328 с.
15. Состав хрупкого тензочувствительного покрытия : пат. 2058016 Рос. Федерация / И. Е. Васильев, Д. Г. Успенская, Н. А. Махутов, Б. Н. Ушаков. № 5049310/02 ; заявл. 24.06.92 ; опубл. 10.04.1996, Бюл. № 10.
16. Матюнин В. М. Индентирование в диагностике механических свойств материалов. М. : МЭИ, 2015. 288 с.
17. Неразрушающий контроль и диагностика : справочник / В. В. Клюев [и др.] ; под ред. В. В. Клюева. 2-е изд., испр. и доп. М. : Машиностроение, 2003. 656 с.
18. Матюнин В. М., Марченков А. Ю., Волков П. В. Определение условного предела текучести металла по кинетической диаграмме вдавливания сферического индентора // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. 2017. Т. 83. № 6. С. 57–61.
19. Пенкин А. Г., Терентъев В. Ф., Бакиров М. Б. Оценка степени повреждаемости конструкционных сталей при статическом и циклическом деформировании с использованием методов акустической эмиссии и кинетической твердости // Деформация и разрушение материалов. 2005. № 2. С. 15−19.
20. Влияние предварительной пластической деформации на поведение магнитных характеристик высокопрочной трубной стали контролируемой прокатки при упругом одноосном растяжении (сжатии) / Э. С. Горкунов [и др.] // Дефектоскопия. 2015. № 9. С. 43–583.
21. Контроль остаточных сжимающих напряжений, вызванных пластической деформацией сталей, с помощью остаточной намагниченности / В. Г. Кулеев [и др.] // Дефектоскопия. 2013. № 12. С. 53–60.
22. Огнева М. С., Ничипурук А. П., Сташков А. Н. Локальное определение поля наведенной магнитной анизотропии и уровня остаточных механических напряжений в деформированных растяжением объектах из малоуглеродистых сталей // Дефектоскопия. 2016. № 11. С. 3–9.
23. Bienkowski A., Kulikovski J. The magneto-elastic effect in ferrits // Journal of Magnetism and Magnetic Materials. 1980. No. 19. P. 120–122.
24. Иванов В. И., Барат В. А. Акустико-эмиссионная диагностика. М. : Спектр, 2017. 368 с.
25. Abhijeet J. Koranne, Jaydeep A. Kachare, Sanket A. Jadhav. Fatigue crack analysis using acoustic emission // International Research Journal of Engineering and Technology (IRJET). 2017. Vol. 04(01). P. 1177–1180.
26. Fratini L., Pasta S., Reynolds A. P. Fatigue crack growth in 2024-T351 friction stir welded joints: longitudinal residual stress and microstructural effects // International Journal of Fatigue. 2009. Vol. 31. P. 495–500.
27. Lammi C. J., Lados D. A. Numerical predictions and experimental measurements of residual stresses in fatigue crack growth specimens // Engineering Fracture Mechanics. 2011. Vol. 78. P. 1114–1124.
28. Lee C.-H., Chang K.-H. Finite element computation of fatigue growth rates for mode I cracks subjected to welding residual stresses. Engineering Fracture Mechanics. 2011. Vol. 78. P. 2505–2520.
29. A new experimental method to study the influence of welding residual stresses on fatigue crack propagation / P.-A. Deschenes [et al.] // International Journal of Fatigue. 2017. Vol. 100. P. 444–452.
30. Computational crack propagation analysis with consideration of weld residual stresses / M. Nose [et al.] // Engineering Fracture Mechanics. 2017. Vol. 182. P. 708–731.
31. Radaj D. T-stress corrected notch stress intensity factors with application to welded lap joints // Fatigue and Fracture of Engineering Materials and Structures. 2010. Vol. 33. P. 378–389.
32. Hadj Meliani M., Matvienko Y. G., Pluvinage G. Two-parameter fracture criterion (Kρ,c-Tef,c) based on notch fracture mechanics // International Journal of Fracture. 2011. Vol. 167. P. 173–182.
33. Review of fracture and crack propagation in weldments – A fracture mechanics perspective / U. Zerbst [et al.] // Engineering Fracture Mechanics. 2014. Vol. 132. P. 200–276.
34. Pluvinage G., Capelle J., Hadj Meliani M. A review of fracture toughness transferability with constraint and stress gradient // Fatigue and Fracture of Engineering Materials and Structures. 2014. Vol. 37. P. 1165–1185.
35. Matvienko Y. G. The effect of out-of-plane constraint in terms of the T-stress in connection with specimen thickness // Theoretical and Applied Fracture Mechanics. 2015. Vol. 80. P. 49–56.
36. Matvienko Y. G., Morozov E. M. Two basic approaches in a search of the crack propagation angle // Fatigue and Fracture of Engineering Materials and Structures. 2017. Vol. 40. P. 1191–1200.
37. Seitl S., Knesl Z. Two parameter fracture mechanics: Fatigue crack behavior under mixed mode conditions // Engineering Fracture Mechanics. 2008. Vol. 75. P. 857–865.
38. Чернятин А. С., Разумовский И. А., Матвиенко Ю. Г. Кинетика поверхностной трещины в поле остаточных напряжений // Проблемы машиностроения и надежности машин. 2016. № 6. C. 25–34.
39. Chernyatin A. S., Matvienko Y. G., Razumovsky I. A. Fatigue surface crack propagation and intersecting cracks in connection with welding residual stresses // Fatigue and Fracture of Engineering Materials and Structures. 2018. Vol. 41. P. 2140–2152.
40. Исследование остаточных напряжений в сварных соединениях магистральных трубопроводов / А. А. Антонов [и др.] // Заготовительные производства в машиностроении. 2010. № 3. С. 13–19.
|
|
632-640 |
Анализ проектной и эксплуатационной нагруженности линейной части магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
А. А. Амерханов a, С. Н. Масликов b, Д. Е. Бурундуков b, А. А. Сергаев b
a ПАО «Транснефть», 119180, Россия, Москва, ул. Большая Полянка, 57
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-6-632-640
Аннотация: В статье рассмотрен существующий подход к определению несущей способности трубопровода с использованием проектного (нормативного) коэффициента надежности по нагрузке. Проведен анализ следующих факторов, влияющих на фактическую нагруженность трубопровода внутренним давлением: переходные процессы, изменение реологических свойств транспортируемого продукта, погрешности расчета и измерения давления. Эти факторы учтены коэффициентом надежности по нагрузке в период проектирования трубопровода, но в процессе эксплуатации могут изменяться (представлены статистические данные по величинам превышений рабочих (нормативных) давлений при эксплуатации). В настоящее время за счет использования современных достижений в области автоматизации, разработки систем контроля и защиты трубопровода от превышения давления, расчетного программного обеспечения указанные факторы могут быть определены более достоверно, чем 30–50 лет назад, что позволит исключить или существенно снизить неопределенность при проектировании. Приведены результаты расчетов, подтверждающих целесообразность учета фактической нагруженности совместно с расчетными коэффициентами запаса по нагрузке в следующих случаях: при определении допустимых рабочих давлений, при прочностных и ресурсных расчетах труб с дефектами. Предложено определение несущей способности трубопровода с учетом максимальных уровней давлений или расчетного (эксплуатационного) коэффициента надежности по нагрузке.
Ключевые слова: магистральный трубопровод, допустимое рабочее давление, пропускная способность, прочность, запас прочности, переходный процесс, нестационарный процесс, остаточный ресурс.
Для цитирования:
Анализ проектной и эксплуатационной нагруженности линейной части магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов / А. А. Амерханов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. С. 632–640.
Список литературы:↓
1. Применение данных внутритрубной диагностики для расчета несущей способности трубопроводов с использованием уточненного коэффициента надежности / Д. А. Неганов [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2017. № 8. С. 130–133.
2. Сергаев А. А. Предложения по совершенствованию методики определения допустимых рабочих давлений магистральных трубопроводов : тезисы докладов 71-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ – 2017». М. : РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. 2017. Т. 2. C. 115.
3. 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.
4. Моделирование аварийных ситуаций на магистральных нефтепроводах. Расчет превышения несущей способности трубопроводов / В сб. материалов III Научно-технической конференции «Обеспечение промышленной и экологической безопасности трубопроводного транспорта углеводородов». Оренбург : ИПК «Газпромпечать», 2009.
|
|
Проектирование, строительство и эксплуатация |
|
642-649 |
Сравнительная оценка эффективности «горячей» перекачки
А. И. Гольянов a, Б. Г. Гриша b, С. Е. Кутуков a, О. В. Четверткова a
a Научно-технический центр трубопроводного транспорта ООО «НИИ Транснефть» (НТЦ ООО «НИИ Транснефть»), 450055, Россия, Уфа, проспект Октября, 144/3
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-6-642-649
Аннотация: В настоящее время сравнение эффективности производственной деятельности объектов магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов проводится с помощью такого критерия, как удельный расход энергии на единицу транспортной работы. Методики и мероприятия, направленные на снижение расхода энергии с целью повышения операционной эффективности, разрабатываются постоянной экспертной группой Международной ассоциации транспортировщиков нефти.
В статье проанализированы результаты мониторинга технологических параметров работы участков нефтепроводов, на которых осуществляется «горячая» перекачка нефти. С целью разработки методики оценки эффективности магистрального транспорта нефти сопоставлены различные подходы к сравнению расхода энергии на перекачку нефти. Установлено, что при наличии пунктов подогрева нефти возникает проблема приведения показателей расхода тепловой энергии к показателям потребления электрической энергии.
Ключевые слова: горячая перекачка, оценка эффективности магистрального транспорта нефти, расход тепловой энергии, удельное энергопотребление, сравнение эффективности производственной деятельности.
Для цитирования:
Сравнительная оценка эффективности «горячей» перекачки / А. И. Гольянов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. C. 642–649.
Список литературы:↓
1. Кутуков С. Е., Фридлянд Я. М., Шматков А. А. Влияние вязкости нефти на энергоэффективность перекачки по магистральным нефтепроводам // «Трубопроводный транспорт–2017» : тезисы докладов XII Международной учебно-научно-практической конференции. Уфа : Изд-во УГНТУ, 2017. С. 425–429.
2. Фукс Г. И. Вязкость и пластичность нефтепродуктов. М. –Ижевск : Институт компьютерных исследований, 2003. 328 с.
3. Панченков Г. М. Теория вязкости жидкости. М.–Л. : Гостоптехиздат, 1947. 158 с.
4. Комплексное исследование реологических и адгезионных свойств нефтей в диапазоне температур кристаллизации / А. М. Шаммазов [и др.] // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 1998. № 4. С. 63–72.
5. Панов Ю. Е. Технология перекачки высоковязких нефтей, включая северные районы. М. : ВНИИОЭНГ, 1987. 38 с.
6. Шухов В. Г. Трубопроводы и их применение в нефтяной промышленности / В кн. : В. Г. Шухов. Гидротехника : Избр. тр. М. : Наука, 1981. С. 159–210.
7. Михеев М. А. Основы теплопередачи. 3-е изд. М.–Л. : Госэнергоиздат, 1956. 392 с.
8. Черникин В. И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. М. : Гостоптехиздат, 1958. 164 с.
9. Харламенко В. И., Яблонский В. С. К определению критического числа Рейнольдса при замещении высоковязких нефтепродуктов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 1963. № 10. С. 71–76.
10. Яблонский В. С., Белоусов В. Д. Проектирование нефтегазопроводов. М. : Гостоптехиздат, 1959. 284 с.
11. Мирзаджанзаде А. Х. Вопросы гидродинамики вязкопластичных и вязких жидкостей в применении к нефтедобыче. Баку : Азнефтеиздат, 1959. 56 с.
12. Cawley C. M. The pumpability of waxy fuel oil. The post-war expansion of the U.K. Petroleum Industry. London : The Institute of Petroleum, 1954. 256 p.
13. Gill F., Russell R. J. Pumpability of residual fuel oils // Industrial and Engineering Chemistry. 1954. Vol. 46. No. 6. P. 231–238.
14. Metzner A. B., Vaughn R. D., Houghton G. L. Heat transfer to non-Newtonian fluids. American Institute Chemical Engineers Journal. 1957. Vol. 3. No. 92. P. 140–152.
15. Тугунов П. И., Новоселов В. Ф. Транспортирование вязких нефтей и нефтепродуктов по трубопроводам. М. : Недра, 1973. 88 с.
16. Уточнение гидравлического расчета «горячих» трубопроводов / М. Н. Мансуров [и др.] // Нефтяное хозяйство. 1970. № 9. С. 67–69.
17. Губин В. Е. К аппроксимации уравнения Букингема // Труды ВНИИСПТнефть. Уфа, 1970. Вып. 7. С. 21–29.
18. Мансуров Ф. Г., Губин В. Е., Абрамзон Л. С. Влияние отложений парафина на температурный режим «горячего» трубопровода // Труды НИИтранснефть. Уфа, 1967. Вып. 5. С. 24–28.
19. Абрамзон Л. С., Белозеров В. А. Методика расчета «горячих» трубопроводов при установившемся режиме перекачки высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов. М. : ВНИИОЭГ, 1970. 56 с.
20. Абрамзон Л. С. Повышение эффективности трубопроводного транспорта вязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов: дисс. … д-ра техн. наук. Уфа, 1984. 251 с.
21. Шутов А. А., Штукатуров К. Ю., Беккер Л. М. Моделирование режимов работы неизотермического нефтепровода // Нефтегазовое дело. 2004. Т. 2. С. 143–153.
22. Гаррис Н. А., Гаррис Ю. О. Расчет эксплуатационных режимов магистральных неизотермических нефтепродуктопроводов с применением динамических характеристик // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2003. № 2. http://www. ogbus. ru/authors/ Garris/Garris_3. pdf (дата обращения: 02.07.2018).
23. Гаррис Н. А. Эксплуатация нефтепродуктопроводов в различных температурных режимах и загрузках при условии сохранности экологической среды: дисс. … д-ра техн. наук. Уфа, 1998. 384 с.
24. Губин В. Е., Скрипников Ю. В. Увеличение производительности трубопроводов, перекачивающих вязкопластичные жидкости // Труды НИИ «Транснефти». Уфа, 1970. Вып. 7. С. 78–84.
25. Климко В. И. Обоснование рационального температурного режима трубопроводного транспорта высоковязкой и высокозастывающей нефти: дисс. … канд. техн. наук. СПб., 2014. 146 с.
26. Выбор рационального режима работы магистрального трубопровода/ А. И. Гольянов [и др.] // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 1998. № 10. С. 16–18.
27. Пшенин В. В. Обоснование оптимальных режимов перекачки высоковязких нефтей с предварительным подогревом с учетом характеристик центробежных насосов: дисс. … канд. техн. наук. СПб., 2014. 138 с.
28. Кутуков С. Е., Бахтизин Р. Н. Мониторинг энергопотребления магистральных нефтепроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2003. № 62. С. 199–209.
29. Кутуков С. Е., Титов А. Я. Перспективы индивидуального мониторинга насосных агрегатов в системе магистрального транспорта нефти // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2001. № 2. http://ogbus.ru/files/ogbus/authors/Kutukov/kut4.pdf (дата обращения: 10.07.2018).
30. Мызников М. О., Исакова Е. В., Куликов А. С. Сравнительный анализ удельных показателей транспортировки нефти на технологических участках // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 4. С. 36–41.
31. Гольянов А. И., Гольянов А. А., Кутуков С. Е. Обзор методов оценки энергоэффективности магистральных нефтепроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. № 4. С. 156–170.
32. Юкин А.Ф. Управление тепловыми режимами транспорта вязких и застывающих нефтей и нефтепродуктов: дисс. … д-ра техн. наук. Уфа, 2004. 324 с.
33. Ревель-Муроз П. А. Методика оценки энергоэффективности объектов действующих магистральных нефтепроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 6. С. 12–15.
34. Шпилевой В. А., Закирзаков А. Г. Сопоставление электрического и газотурбинного типов привода насосных станций магистральных нефтепроводов // Успехи современного естествознания. 2016. № 6. С. 202–206.
|
|
650-655 |
Оптимизация технологических режимов магистрального трубопровода в условиях работы пунктов подогрева нефти и применения противотурбулентных присадок
C. Л. Семин a, П. В. Федоров a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-6-650-655
Аннотация: Представлен аналитический обзор критериев оптимальности технологических режимов работы магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов при условии рассмотрения задачи в общем виде, то есть при транспортировке неньютоновской нефти по «горячему» трубопроводу с применением противотурбулентной присадки. Оптимизация в условиях использования частотно-регулируемого привода является отдельной задачей и в данной работе не исследуется.
Рассмотрены как энергетические критерии, так и критерии, в которых помимо затрат на электроэнергию учитываются затраты на техническое обслуживание и ремонт объектов магистрального трубопровода. Представлены подходы к решению задач оптимальности, используемые в зарубежных компаниях. На основании анализа существующих критериев и особенностей применяемых технологий транспортировки предложен обобщенный критерий удельных стоимостных затрат.
Ключевые слова: оптимизация затрат на перекачку, критерии оптимальности, противотурбулентная присадка, ПТП, пункт подогрева нефти.
Для цитирования:
Семин C. Л., Федоров П. В. Оптимизация технологических режимов магистрального трубопровода в условиях работы пунктов подогрева нефти и применения противотурбулентных присадок // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. C. 650–655.
Список литературы:↓
1. Нечваль А. М. Основные задачи при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов : учебное пособие. Уфа : Изд-во УГНТУ, 2005. 81 с.
2. Зайцев Л. А., Ясинский Г. С. Регулирование режимов магистральных нефтепроводов. М. : Недра, 1980. 188 с.
3. Гумеров А. Г., Борисов К. А., Козловский А. Ю. Внедрение энергосберегающих технологий в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов // Нефтяное хозяйство. 2007. № 3. С. 85–88.
4. Шабанов В. А., Бондаренко О. В. Целевые функции и критерии оптимальности перекачки нефти по нефтепроводам при частотно-регулируемом электроприводе магистральных насосов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2012. № 4. С. 10–17. URL: http://ogbus.ru/authors/Shabanov/Shabanov_12.pdf (дата обращения: 20.01.2018).
5. Бархатов А. Ф., Баранова А. В. Снижение эксплуатационных затрат на перекачку нефти за счет оптимизации плана-графика работы нефтепровода // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2015. № 1. С. 153–177. URL: http://ogbus.ru/article/snizhenie-ekspluatacionnyxzatrat-na-perekachku-nefti-za-schet-optimizacii-plan-grafikaraboty-nefteprovodareduction-of-oil-pipiline-operating-costby-optimizing-pipeline-operation-sequence-plan/ (дата обращения: 20.01.2018)
6. Маракасов Ф. В., Чернова О. В., Хозяинова Т. В. Программный комплекс «Расчет оптимальных режимов нефтепроводов для перекачки нефтей со сложными реологическими свойствами» // «Рассохинские чтения» : материалы международного семинара, Ухта, 8–9 февраля 2013 г. Ухта : Ухтинский государственный технический университет, 2013. С. 55–68.
7. Porter R. H. Utilizing Optimization In Liquid Pipeline Operations. Proceedings of PSIG Annual Meeting, Albuquerque, New Mexico, October 24–25, 1985. https://www.onepetro.org/conference-paper/PSIG-8509 (дата обращения: 14.01.2018).
8. Zhoua M., Zhanga Y., Jin S. Dynamic optimization of heated oil pipeline operation using PSO–DE algorithm // Mesurement. 2015. Vol. 59. P. 344–351.
9. Проектирование, эксплуатация и ремонт нефтепродуктопроводов / В. С. Яблонский [и др.] // М. : Недра, 1965. 410 с.
|
|
656-667 |
Исследование причин отклонений планово-высотного положения подводных переходов трубопроводов от нормативных показателей
В. А. Груздев a, Д. А. Шаталов a, Д. Р. Вафин a, А. Ю. Устинов b
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
b АО «Транснефть–Подводсервис», 603152, Россия, Нижний Новгород, ул. Ларина, 19а
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-6-656-667
Аннотация: В настоящее время организациями системы «Транснефть» эксплуатируется порядка 1500 подводных переходов магистральных трубопроводов (ППМТ) общей протяженностью более 3000 км. Эксплуатация проходит в условиях воздействий природного и антропогенного характера. Так, естественное переформирование рельефа (подвижки и эрозия речного дна, плановые и высотные деформации речного русла и т. д.), а также антропогенные факторы (судоходство, строительство и эксплуатация гидротехнических сооружений, добыча полезных ископаемых в русле реки и т. д.) могут существенно изменять рельеф речного дна и плановые очертания берегов и, следовательно, приводить к размыву подводного перехода трубопровода.
Из-за размыва возникает определенный механизм разрушения трубопровода: уменьшение защитного слоя грунта над трубопроводом (недозаглубление) – оголение участка трубопровода – появление провисающего участка трубопровода – возникновение колебания провисающего участка – вхождение участка в резонансный режим со сложной эпюрой колебаний – разрушение. Длительное размывание трубопровода даже без колебаний также способствует возникновению его механических повреждений, быстрому нарушению футеровки, изоляции.
Особенности русловых процессов не учитывались при проектировании трубопроводов, вводимых в эксплуатацию до середины 1980-х годов. Многие переходы через водные преграды строились в составе линейной части без учета специфической особенности их эксплуатации.
В статье представлены результаты исследований влияния русловых процессов, а также антропогенных факторов на планово-высотное положение ППМТ, рассмотрен механизм местного размыва оголенного трубопровода, определены причины образования провисов, оголений, недозаглублений на ППМТ, эксплуатируемых организациями системы «Транснефть».
Ключевые слова: подводный переход магистрального трубопровода, размыв трубопровода, русловый процесс, антропогенные факторы, гидротехнические сооружения.
Для цитирования:
Исследование причин отклонений планово-высотного положения подводных переходов трубопроводов от нормативных показателей / В. А. Груздев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. С. 656–667.
Список литературы:↓
1. Попов И. В. Деформации речных русел и гидротехническое строительствo. Л. : Гидрометеорологическое издательство, 1965. 328 с.
2. Маккавеев Н. И. Русло реки и эрозия в ее бассейне. М. : Географический факультет МГУ, 2003. 356 с.
3. Бородавкин П. П., Березин В. Л., Шадрин О. Б. Подводные трубопроводы. М. : Недра, 1979. 416 с.
4. Дейс В. А. Прогнозирование русловых процессов на участке подводных переходов трубопроводов и методы их защиты от размыва: дисс. ... к. т. н. М., 2003. 169 с.
5. Пережогин Ю. Д. Защита размываемых участков трубопроводов на подводных переходах через малые водные преграды с помощью гибких конструкций на основе геосинтетиков : дисс. ... к. т. н. Уфа : Уфимский гос. нефтяной технический ун-т, 1998. 182 с.
6. Румянцев И. С. Исследование кинематической структуры потоков и переформирований дна на участках подводных переходов дюкерного типа : автореферат дисс. ... к. т. н. М., 1970.
7. Пособие к СНиП 2.05.03.84 «Мосты и трубы» по изысканиям и проектированию железнодорожных и автодорожных мостовых переходов через водотоки (ПМП-91). М., 1992.
8. Гидравлические расчеты водосбросных гидротехнических сооружений : справочное пособие. М. : Энергоатомиздат, 1988. 624 с.
|
|
668-679 |
Обзор методов постоянного и периодического контроля состояния трубопроводов
К. Сачедина a, А. Мохани a
a Технологический институт Университета Онтарио, L1G 0C5, Канада, Ошава, Онтарио, ул. Симко, 2000
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-6-668-679
Аннотация: От эффективности применяемых средств контроля и мониторинга трубопроводов зависят надежность и безопасность работы трубопроводных систем. В статье рассматриваются методы постоянного и периодического контроля трубопроводов – их точность, чувствительность и время отклика, возможности по выявлению дефектов и определению износа трубопровода до его выхода из строя, стоимостные характеристики. Единого подхода к обнаружению утечек или проверке состояния трубопровода не существует. При выборе тех или иных методов постоянного и периодического контроля необходимо оценивать каждую трубопроводную систему в заданных условиях эксплуатации. Следует принимать во внимание размер и местоположение трубопровода, способ его прокладки, доступность, природно-климатические условия, тип перекачиваемой жидкости и т. д. Вместе с тем большинство методов постоянного и периодического контроля развивается с целью повышения чувствительности, точности и надежности. Модификация применяемых в настоящее время систем с помощью более быстрых и точных датчиков, современных серверов и обновленных алгоритмов позволит устранить имеющиеся недостатки и повысить эффективность мониторинга. Представлено несколько примеров технологий, способных преодолеть существующие ограничения в практике контроля состояния трубопроводов.
Ключевые слова: мониторинг трубопроводов, системы обнаружения утечек, внутритрубная диагностика, метод линейного баланса, моделирование переходных процессов, акустический контроль, волоконно-оптический мониторинг, ультразвуковой контроль, оптический контроль, рассеяние магнитного потока, метод вихревых токов.
Для цитирования:
Сачедина К., Мохани А. Обзор методов постоянного и периодического контроля состояния трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. C. 668–679.
Список литературы:↓
1. EIA projects 48% increase in world energy consumption by 2040. U.S. Energy Information Administration: website. May 12, 2016. https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=26212.
2. Chis T. Pipeline leak detection techniques. Annals. Computer Science Series. 2007;5(1):25–34.
3. Sulaima M. F., Abdullah F., Bukhari W. M., Ali F. A., Nasir M. N. M., Yahya A. B. Oil and gas offshore pipeline leak detection system: a feasibility study. Applied Mechanics and Materials. 2014(699):891–896.
4. Zhang J. Designing a cost effective and reliable pipeline leak detection system. Pipes and Pipelines International. 1997;42(1):20–26.
5. Geiger G. State-of-the-art in leak detection and localization. Oil Gas European Magazine. 2006;32(4):193–198.
6. Scott S. L., Barrufet M. A. Worldwide assessment of industry leak detection capabilities for single and multiphase pipelines. Project Report (Task Order 18133). Texas: Offshore Technology Research Center; 2003. https://www.bsee.gov/sites/bsee.gov/files/tap-technical-assessment-program/409aa.pdf.
7. Sivathanu Y. Natural gas leak detection in pipelines: technology status report. West Lafayette (IN): En’Urga Inc; 2003.https://netl.doe.gov/File%20Library/Research/Oil-Gas/Natural%20Gas/scanner_technology_0104.pdf.
8. Murvay P.-S., Silea I. A survey on gas leak detection and localization techniques. Journal of Loss Prevention in the Process Industries. 2012;25(6):966–973.
9. Liou J. Leak detection by mass balance effective for Norman Wells line. Oil and Gas Journal. 1996;94(17):69–74.
10. Golmohamadi M. Pipeline leak detection: Master of Science in Computer Engineering Thesis. Missouri University of Science and Technology, 2015. http://scholarsmine.mst.edu/cgi/viewcontent.cgi?article=8396&context=masters_theses.
11. Silva R. A., Buiatti C. M., Cruz S. L., Pereira J. A. F. R. Pressure wave behaviour and leak detection in pipelines. Computers Chem. Engng. 1996;20(96):491–496.
12. Mpesha W., Gassman S. L., Chaudhry M. H. Leak detection in pipes by frequency response method. Journal of Hydraulic Engineering. 2001;127(2):134–147.
13. Kishawy H. A., Gabbar H. A. Review of pipeline integrity management practices. International Journal of Pressure Vessels and Piping. 2010;87(7):373–380.
14. Tapanes E. Fibre optic sensing solutions for real-time pipeline integrity monitoring. Australian Pipeline Industry Association National Convention. 2001. Vol. 3. P. 27–30.
15. Thompson G. M., Goldlng R. D. Pipeline leak detection using volatile tracers. In: Leak Detection for Underground Storage Tanks. P. B. Durgin, T. M. Young., editors. Series ASTM special technical publications 1161. Philadelphia: American Society for testing and materials; 1993. P. 131–138.
16. Barbian O., Beller M. In-line inspection of high pressure transmission pipelines: State-of-the-art and future trends. 18th World Conference on Nondestructive Testing, April 2012, Durban, South Africa.
17. Lisin Y., Aralov O., Vorobyev S., Ermish S. The direction of metrological assurance development for pipeline ILI in the framework of conformity assessment. Pipeline Science & Technology. 2017;1(3):163–171.
18. Beuker T., Palmer J., Quack M. In-line inspection using combined technologies – magnetic flux leakage and ultrasonic testing and their advantages. Proceedings of the 4th Pipeline Technology Conference, April 2009, Hannover, Germany.
19. Beller M. Pipeline inspection utilizing ultrasound technology: on the issue of resolution. Pigging Products & Services Association, 2007. https://www.ppsa-online.com/papers/2007-9-Beller.pdf
20. Bickerstaff R., Vaughn M., Stoker G., Hassard M., Garrett M. G. Review of sensor technologies for in-line inspection of natural gas pipelines. Pipes and Pipelines International. 2002;48(1):25–28.
21. Shi Y., Zhang C., Li R., Cai M., Jia G. Theory and application of magnetic flux leakage pipeline detection. Sensors. 2015;15(12):31036–31055.
22. Nestleroth J. B., Davis R. J. The effects of remanent magnetization on magnetic flux leakage signals. In: Review of Progress in Quantitative Nondestructive Evaluation. D. O. Thompson, D. E. Chimenti, editors. Boston (MA): Springer, 1995. P. 483–490.
23. Timashev S., Bushinkaya A. Possible ways to achieving high-accuracy sizing of defects discovered by ILI tools. Pipeline Science & Technology. 2017;1(3):185–193.
24. Péterfalvi F. Modernizing the leak-detection system for MOL’s oil-products pipelines: Part 1. Pipeline Science & Technology. 2017;1(2):153–160.
25. Péterfalvi F. Modernizing the leak-detection system for MOL’s oil-products pipelines: Part 2. Pipeline Science & Technology. 2017;1(3):235–240.
26. Inaudi D., Glisic B. Long-range pipeline monitoring by distributed fiber optic sensing. Journal of Pressure Vessel Technology, 2010;132(1):011701–011709.
27. Coleman G. A. Self-excited eddy currents for the detection of SCC. Proceedings ASME. 48586; 7th International Pipeline Conference, Calgary, 2008. Vol. 2. P. 463–469.
28. Belsito S., Lombardi P., Andreussi P., Banerjee S. Leak detection in liquefied gas pipelines by artificial neural networks. AIChE Journal .1998;44(12):2675–2688.
29. El-Abbasy M. S., Senouci A., Zayed T., Mirahadi F., Parvizsedghy L. Artificial neural network models for predicting condition of offshore oil and gas pipelines. Automation in Construction. 2014;45:50–65.
30. Vanaei H. R., Eslami A., Egbewande A. A review on pipeline corrosion, in-line inspection (ILI), and corrosion growth rate models. International Journal of Pressure Vessels and Piping. 2017(149):43–54.
|
|
Материалы и оборудование |
|
680-685 |
Новая конструкция устройства для герметизации внутренней полости магистральных трубопроводов
С. И. Шляхтич a, В. И. Воронов b, И. А. Флегентов b, А. В. Кулешов b
a ПАО «Транснефть», 119180, Россия, Москва, ул. Большая Полянка, 57
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-6-680-685
Аннотация: При проведении аварийно-восстановительных работ на трубопроводах открытые в атмосферу торцы трубопровода, из которых возможен выход взрывоопасных и горючих газов, нефти, нефтепродуктов, должны быть загерметизированы. Для герметизации используются различные устройства и приспособления. В статье рассмотрены результаты опытно-конструкторской работы (ОКР) по проектированию новой конструкции устройств для перекрытия внутренней полости магистральных трубопроводов со сменными герметизирующими оболочками одноразового применения. Новая конструкция должна обеспечивать безопасное проведение работ и исключать разрушение устройства в случае разрыва герметизирующей оболочки. Надежность конструкции устройства была проверена прочностными расчетами и испытаниями на прочность и сейсмостойкость.
В результате проведенной ОКР был разработан типоразмерный ряд устройств для герметизации внутренней полости магистральных трубопроводов от DN 400 до DN 1200, изготовлены опытные образцы, проведены приемочные испытания и получен патент на полезную модель. Освоение серийного производства устройств герметизации позволит повысить безопасность проведения работ по вырезке катушек на магистральных трубопроводах.
Ключевые слова: магистральный трубопровод, герметизация внутренней полости, герметизирующая оболочка одноразового применения.
Для цитирования:
Новая конструкция устройства для герметизации внутренней полости магистральных трубопроводов / С. И. Шляхтич [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. С. 680–685.
Список литературы:↓
1. Казанцев М. Н., Флегентов И. А., Зозуля С. Н. Устройства герметизации трубопроводов, применяемые при проведении ремонтных работ // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2017. № 4. С. 53–57.
2. Оптимальная конструкция концевых затворов для применения в КПП СОД и фильтрах-грязеуловителях / М. Н. Казанцев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 4. С. 70–77.
3. Зенкевич О. Метод конечных элементов в технике. М. : Мир, 1975. 542 с.
4. Устройство для герметизации внутренней полости магистрального трубопровода : патент 181250 U1 Рос. Федерация. № 2017138575; заявл. 07.11.2017; опубл. 08.07.2018. Бюл. № 19. 6 с.
|
|
Сварка |
|
686-691 |
Анализ применения автоматизированных систем контроля выполнения сварочных работ на объектах трубопроводного транспорта
О. И. Колесников a, А. А. Юшин a, Н. Г. Гончаров a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-6-686-691
Аннотация: Введение. В статье рассматриваются актуальные вопросы объективного автоматизированного контроля выполнения сварочных работ. Представлен анализ использования автоматизированных систем контроля сварочных работ (АСКСР) на зарубежных и отечественных предприятиях, дана оценка уровня развития указанных систем.
Состояние вопроса. При выполнении сварочных работ на объектах организаций системы «Транснефть» (ОСТ) применяется широкий диапазон сварочных технологий, начиная от ручной дуговой сварки покрытыми электродами и заканчивая многодуговыми высокопроизводительными сварочными процессами с использованием автоматизированных сварочных комплексов. Современный уровень развития оборудования позволяет выполнять настройку широкого диапазона параметров режима сварки. С внедрением современного цифрового сварочного оборудования актуальной становится задача объективного контроля параметров режима сварки.
Результаты исследований. Представлен анализ функционирования систем АСКСР ведущих иностранных и отечественных производителей на различных объектах сварочного производства. Выделены преимущества и недостатки выпускающихся АСКСР. Определены основные требования к системам контроля и целесообразность их применения.
Выводы. Проведенные исследования показали, что применение АСКСР на производственных площадках ОСТ целесообразно, так как способствует повышению уровня контроля сварочных работ и качества сварных соединений.
Ключевые слова: сварочное производство, регистратор, мониторинг, параметры режима сварки, автоматизированные системы контроля сварочных работ.
Для цитирования:
Колесников О. И., Юшин А. А., Гончаров Н. Г. Анализ применения автоматизированных систем контроля выполнения сварочных работ на объектах трубопроводного транспорта // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. С. 686–691.
Список литературы:↓
1. ЭЛЛОЙ : официальный сайт компании / Технологии : Weld Telecom 2.0. http://www.alloynn.com/tehnologii/weldtelecom/(дата обращения: 10.09.2018).
2. Смирнов И. В. Программно-аппаратный комплекс для регистрации процессов дуговой сварки при реализации аттестационных процедур. Тольятти : Средневолжский сертификационно-диагностический центр «Дельта», 2015. 52 с.
3. Средневолжский сертификационно-диагностический центр «Дельта» : официальный сайт. http://ssdc-delta.ru/ (дата обращения: 18.09.2018).
4. Шторм Lorch : официальный сайт компании. https://www.shtorm-its.ru/ (дата обращения: 27.09.2018).
5. Лаборатория Электроники : официальный сайт компании. http://www.ellab.ru/ (дата обращения: 27.09.2018).
6. Kemppi : официальный сайт компании. https://www.kemppi.com/ru/ (дата обращения: 27.09.2018).
7. Технологический центр ТЕНА : официальный сайт компании. http://tctena.ru/ (дата обращения: 27.09.2018).
8. Топоров И. Б. Мониторинг сварочных процессов и система управления оборудованием сварочных участков. Москва, 2015. 24 с.
9. Fronius : официальный сайт компании / Keeping an overview of all welding technology data at all times. https://www.fronius.com/en/welding-technology/info-centre/press/keepingan-overview-041215 (дата обращения: 27.09.2018).
10. Miller : официальный сайт компании / Equipment : Insight : Insight Centerpoint. https://www.millerwelds.com/products/insight/insight-centerpoint (дата обращения: 27.09.2018).
11. Miller : официальный сайт компании. Equipment : Insight : Insight Core. https://www.millerwelds.com/products/insight/insight-core (дата обращения: 27.09.2018).
12. Lincoln Electric : официальный сайт компании в России и СНГ. https://www.lincolnelectric.com/ru-ru/Pages/default.aspx (дата обращения: 04.10.2018).
13. Чантри Б. Облачные технологии производственного мониторинга. https://www.lincolnelectric.com/ru-ru/support/process-and-theory/Pages/cloud-based-production-monitoring.aspx (дата обращения: 04.10.2018).
14. Сас А. В., Чернов А. В. Информационно-измерительные системы в управлении сварочным производством : монография. Новочеркасск : Изд-во Южно-Российского гос. политехнического университета, 2008. 148 с.
15. Казаков С. И. Информационно-компьютерные технологии в сварочном производстве. Курган : Изд-во Курганского гос. университета, 2013. 114 с.
16. Оценка сварочных свойств оборудования с инверторными источниками питания по энергетическим характеристикам / Э. А. Гладков [и др.] // Сварка и диагностика. 2011. № 1. С. 31–35.
|
|
Защита от коррозии |
|
692-709 |
Разработка технических решений по снижению экранирования катодных токов при электрохимической защите технологических площадок
С. В. Лукьянов a, Е. А. Малютин a, Н. Н. Скуридин b, В. Ю. Корзинин b, А. В. Валюшок b, К. А. Трусов b
a ПАО «Транснефть», 119180, Россия, Москва, ул. Большая Полянка, 57
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-6-692-709
Аннотация: Экранирующее влияние заземляющих устройств (ЗУ) при осуществлении электрохимической защиты (ЭХЗ) остается актуальной проблемой. Особенно остро она проявляется на технологических площадках, где неотъемлемой частью электрических связей являются, с одной стороны, системы ЗУ и молниезащиты, ограды, противоподкопные устройства, кабельные эстакады, с другой – технологические трубопроводы, подлежащие катодной защите.
Между тем требования отраслевой нормативной документации сводятся к общим рекомендациям по снижению экранирующего влияния ЗУ на систему ЭХЗ подземных коммуникаций, но не содержат конкретных технических решений.
На основе анализа различных источников и результатов экспериментов на объектах организаций системы «Транснефть» (ОСТ) был сделан вывод о целесообразности применения следующих мер, направленных на снижение экранирующего влияния систем защитных заземлений: уменьшение количества ЗУ с учетом минимальных требований безопасности; разработка конструкций ЗУ и их взаимное размещение относительно анодных заземлений; выбор оптимальных решений по типу и расположению анодных заземлений; использование оцинкованной стали в качестве материала для ЗУ; применение изолирующих вставок на технологических трубопроводах и запорно-пороговых устройств в цепи ЗУ.
Одновременно с разработкой и внедрением технических решений необходима актуализация методик по оценке степени экранирования при проведении коррозионного обследования и проектировании технологических площадок. Выполнение рекомендованных мероприятий позволит повысить эффективность системы ЭХЗ и значительно снизить эксплуатационные расходы.
Ключевые слова: электрохимическая защита, катодная защита, экранирование катодных токов, экранирующее влияние заземляющих устройств.
Для цитирования:
Разработка технических решений по снижению экранирования катодных токов при электрохимической защите технологических площадок / С. В. Лукьянов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. С. 692–709.
Список литературы:↓
1. Результаты электрометрического обследования на площадке нефтеперекачивающей станции / А. Г. Дидух [и др.] // Коррозия Территории Нефтегаз. 2016. № 1. С. 78–80.
2. Бэкман В., Швенк В. Катодная защита от коррозии: справочник. М. : Металлургия, 1984. 496 с.
3. Коротяев А. Г. Влияние контуров защитных заземлений на уровень защищенности и ресурс системы электрохимзащиты площадных объектов. Коррозия Территории Нефтегаз. 2016. № 3. С. 60–62.
4. Прохоров А. А. , Радченко В. В., Жуков Р. А. Опыт проектирования защиты от коррозии подземных трубопроводов на площадках НПС // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 2. С. 82–86.
5. Определение оптимальных режимов работы станций катодной защиты системы электрохимической защиты магистральных трубопроводов / Н. Н. Скуридин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. № 4. С. 90–94.
6. Телетьен И. Г., Патрышев Н. Ю. Особенности построения системы электрохимической защиты при наличии заземленных сооружений // Коррозия Территории Нефтегаз. 2014. № 1. С. 76–77.
7. Исупова Е. В. Повышение эффективности защиты от коррозии подземных нефтегазопроводов на территории промышленных площадок : дисс. … канд. техн. наук. Ухта, 2018. 166 с.
8. Kirkpatrick E. L. Report of cathodic protection and grounding study on oil and gas production facilities in Pakistan. ELK Engineering Associates, 1997.
9. Compatibility analysis of region CP system and electrical grounding system in oil & gas stations / L. Dong [et al.] // Conference Paper. Corrosion 2017, March 26–30, New Orleans, Louisiana, USA. NACE International, 2017.
10. Грибанов А. С. Особенности работы заземляющих устройств электроустановок напряжением 0,4–35,0 кВ в условиях многолетнемерзлых грунтов // Газовая промышленность. Энергосбережение. 2016. № 9. C. 98–99.
11. Черкасов В. Н. Защита взрывоопасных сооружений от молнии и статического электричества. 3-е изд., перераб. и доп. М. : Стройиздат. 1984. 80 с.
12. Ревель-Муроз П. А. Технические решения должны быть энергоэффективны и окупаемы // Трубопроводный транспорт нефти. 2017. № 6. С. 18–27.
13. Ревель-Муроз П. А. Эффективная экономия. Российская газета: Спецвыпуск – Транспорт нефти, № 7342, 10 августа 2017 г. [электронный ресурс]. https://rg.ru/2017/08/08/transneft-vnedriaet-tolko-energo-sberegaiushchie-iokupaemye- resheniia.html (дата обращения: 27.07.2018).
|
|
Техническое регулирование (стандартизация, оценка соответствия) |
|
710-719 |
Анализ требований зарубежных нормативных документов к тяжелым морским боновым заграждениям
С. А. Половков a, А. Э. Гончар a, В. Н. Слепнев a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2018-8-6-710-719
Аннотация: Обеспечение экологической безопасности при морской нефтедобыче и транспортировке нефти и нефтепродуктов по морю – важнейшая часть комплексной политики предприятий топливно-энергетического комплекса в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды. Боновые заграждения, в частности тяжелые морские боны, широко применяются нефтедобывающими и нефтетранспортными компаниями при решении задач по локализации и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов в акватории морей. Однако до недавнего времени в России отсутствовали нормативные требования к этому виду оборудования на уровне национального стандарта.
Разработка данного документа началась в 2017 году. В рамках его создания был проведен анализ зарубежных нормативов в области боновых заграждений. На основе изучения стандартов ISO, ASTM и Свода федеральных нормативных актов США был выработан перечень основных характеристик боновых заграждений и требований к ним, осуществлена оценка этих параметров с учетом опыта применения данного вида оборудования при локализации и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на море. Международный опыт, адаптированный к российским условиям эксплуатации, нашел отражение в ГОСТ Р 58190-2018 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Боны морские тяжелые для локализации разлива нефти и нефтепродуктов на морских акваториях. Общие технические условия», который был принят 2 августа 2018 года.
В статье проанализирована часть требований, вошедших в российский национальный стандарт. В последующих работах авторы планируют продолжить анализ данного документа, рассмотреть проблемные вопросы, возникшие при его создании, и пути их решения.
Ключевые слова: ASTM, CFR, ISO, бон, боновые заграждения, ГОСТ Р, локализация и ликвидация разливов нефти и нефтепродуктов на воде, магистральный трубопровод, национальный стандарт.
Для цитирования:
Половков С. А., Гончар А. Э., Слепнев В. Н. Анализ требований зарубежных нормативных документов к тяжелым морским боновым заграждениям // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. С. 710–719.
Список литературы:↓
1. Трансформация экспортных маршрутов нефти из России: ставка на Восток и прямые поставки // Развитие транспортировки нефти : энергетический бюллетень ; под ред. Л. М. Григорьева. Аналитический центр при Правительстве РФ, 2016. Выпуск 36. С. 10–14.
2. Ульянов Н. Триллион для трубы // Эксперт Online. 2018. № 34. URL: http://expert.ru/expert/2018/34/trillion-dlya-trubyi (дата обращения: 20.08.2018).
3. Дурягина Е. Г. Нефтепродукты в морской среде // Ученые записки Российского государственного гидрометеорологического университета. 2011. № 17. С. 122–130.
4. Радионова С. Г., Половков С. А., Слепнев В. Н. Оценка возможности применения современных методов раннего обнаружения и мониторинга аварийных разливов нефти и нефтепродуктов на водных объектах // Нефтяное хозяйство. 2017. № 6. С. 124–128.
5. Сравнительный анализ технологических схем флотационной очистки сточных вод на нефтеперекачивающих станциях / С. В. Мещеряков [и др.] // Экология и промышленность России. 2018. Т. 22. № 5. С. 10–16.
6. Реагентно-ультразвуковая интенсификация процесса се-диментации поверхностных стоков на нефтеперекачивающих станциях / С. В. Мещеряков [и др.] // Экология и промышленность России. 2018. Т. 22. № 2. С. 8–12.
7. Интенсификация реагентной очистки нефтесодержащих сточных вод виброакустическим воздействием / С. А. Половков [и др.] // Безопасность в техносфере. 2017. Т. 6. № 6. С. 25–32.
8. Терлеева Н. В., Иванов А. Ю. Жидкие судовые грузы и отходы, причины появления судовых разливов в море и проблемы их дистанционного зондирования // Экология и промышленность России. 2017. Т. 21. № 8. С. 13–19.
9. Аладкин А. Новое в решении проблемы очистки нефтесодержащих вод кораблей и судов // Морской сборник. 2007. Т. 1992. № 1. С. 46–52.
10. Тихомиров Г. И. Физическое моделирование и разработка регенеративных деэмульгаторов очистки судовых нефтесодержащих вод : автореферат дисс. … д-ра техн. наук. Владивосток, 2004. 47 с.
11. Метод локализации разливов нефти и нефтепродуктов в условиях шуги и битого льда в акватории морских портов / С. А. Половков [и др.] // Cборник работ лауреатов Международного конкурса научных, научно-технических и инновационных разработок, направленных на развитие и освоение Арктики и континентального шельфа. М., 2017. С. 43–45.
12. Технология ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на воде и почве с использованием биосорбента и биопрепарата, разработанных ООО «НИИ Транснефть» / С. А. Половков [и др.] // Cборник работ лауреатов Международного конкурса научных, научно-технических и инновационных разработок, направленных на развитие и освоение Арктики и континентального шельфа. М., 2017. C. 72–74.
13. Половков С. А., Гончар А. Э., Слепнев В. Н. Тяжелые морские боновые заграждения: требования зарубежных нормативных документов и их применимость при разработке национального стандарта // Нефтяное хозяйство. 2018. № 8. С. 96–99.
14. ASTM-International : официальный сайт. Site Search. URL: https://www.astm.org/search/fullsite-search.html?query=boom& (дата обращения: 23.08.2018).
15. Боны морские надувные из неопрена серии БЗ-НМ // Лессорб. Производство средств для ликвидации разливов нефти : официальный сайт. URL : http://www.lessorb.ru/sredstvalokalizacii-pri-avariynyh-razlivah-nefti/bonovye-zagrazhdeniya/bony-morskie-naduvnye-iz-neoprena-serii-bz-nm (дата обращения: 23.08.2018).
16. Морские надувные заградительные боны // ЭкоЛАРН : официальный сайт. http://ecolarn.ru/component/jshopping/product/view/23/42.html?Itemid=103 (дата обращения: 23.08.2018).
17. Hi Sprint // Vikoma : официальный сайт. URL: https://www.vikoma.com/Oil_Spill_Solutions/Booms/Hi_Sprint.html (дата обращения: 23.08.2018).
18. RO-BOOM / DESMI : официальный сайт. URL: https://www.desmi.com/booms/ro-boom.aspx (дата обращения:23.08.2018).
|
