Русский

№3/2019

Стр.

Название статьи, авторы, аннотация и ключевые слова

Проектирование, строительство и эксплуатация

248-255

Приближенная теория дискового реометра для тестирования малых противотурбулентных добавок

Н. Н. Голунов a, М. В. Лурье a

a Российский государственный университет (РГУ) нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65

DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-248-255

Аннотация: Рассматривается вопрос о тестировании малых противотурбулентных добавок в ротационном реометре с вращающимся диском. При достаточно большой скорости вращения диска внутри неподвижного кожуха, заполненного жидкостью, течение турбулизуется, причем в рабочем зазоре реометра возникает сдвиговое турбулентное течение. Добавляя к жидкости противотурбулентную добавку в той или иной концентрации, можно оценить, как она влияет на уменьшение гидравлического сопротивления вращению диска. Но поскольку турбулентное течение жидкости в зазоре реометра не является подобным течению жидкости в трубопроводе, для которого предназначена испытуемая добавка, то возникает вопрос о том, как переносить результаты, получаемые в реометре, на течение жидкости в трубопроводе. Предлагается использовать результаты тестирования противотурбулентной добавки в дисковом реометре для определения некоторого инвариантного коэффициента, входящего в краевое условие теории турбулентности Т. Кармана. Показано, как рассчитать момент сил трения на вращающемся диске, как по уменьшению этого момента найти искомый инвариантный коэффициент и с его помощью вычислить коэффициент гидравлического сопротивления в трубопроводе.

Ключевые слова: турбулентное течение, противотурбулентная добавка, гидравлическое сопротивление, коэффициент трения, универсальный закон трения, тестирование добавки, дисковый реометр, интерпретация результатов тестирования.

Для цитирования:
Голунов Н. Н., Лурье М. В. Приближенная теория дискового реометра для тестирования малых противотурбулентных добавок // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 248–255.

Список литературы:↓

256-265

Перспективы применения противотурбулентной присадки для снижения энергозатрат тепловых станций при «горячей» перекачке

В. В. Жолобов a, С. В. Синельников a, А. И. Игнатенкова a

a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а

DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-256-265

Аннотация:
Введение. Полимерные добавки не только оказывают влияние на эффект Томса, но и в значительной степени проявляют себя как агенты снижения теплоотдачи в турбулентных течениях раствора. В связи c этим актуально построение математической модели, предназначенной для прогнозных расчетов тепловой энергоэффективности противотурбулентной присадки (ПТП) при «горячей» перекачке и позволяющей проводить оценку экономической целесообразности применения полимерных присадок в целях оптимизации режимов работы тепловых станций или пунктов подогрева.
Методы. На основе положений полуэмпирической теории турбулентности Прандтля сформулирована общая математическая модель, граничные условия в которой имитируют наличие ПТП (условие проскальзывания и несовершенство теплового контакта на стенке). Показана возможность использования гидравлического приближения и решения В. И. Черникина совместно с экспериментальными зависимостями для гидравлической эффективности.
Результаты. Предложена упрощенная процедура прогноза максимально возможной тепловой эффективности ПТП. Для этого разработан алгоритм предварительной «экспресс-оценки» максимального «теплового» эффекта и целесообразности применения ПТП в конкретных условиях.
Обсуждение. Сформулированы условия экономической целесообразности применения ПТП в целях повышения энергоэффективности работы тепловых станций. Выведена замкнутая система соотношений для расчета максимально возможного вклада ПТП в снижение полного коэффициента теплоотдачи и, как следствие, в снижение потребляемой мощности на тепловых станциях. Получено простое условие для «экономической экспресс-оценки» «теплового» эффекта от ввода присадки.
Выводы. Применение ПТП с целью повышения энергоэффективности тепловых станций экономически целесообразно только в случае электроподогрева нефти.

Ключевые слова: полимерная присадка, снижение теплоотдачи, тепловая энергоэффективность противотурбулентных присадок, экономическая целесообразность.

Для цитирования:
Жолобов В. В., Синельников С. В., Игнатенкова А. И. Перспективы применения противотурбулентной присадки для снижения энергозатрат тепловых станций при «горячей» перекачке // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 256–265.

Список литературы:↓

266-272

Информационно-аналитический комплекс мониторинга минимальных расстояний от трубопроводов до промышленных и гражданских объектов

В. А. Короленок a

a Научно-образовательный центр «Энергосберегающие технологии и техническая диагностика» Российского государственного университета (РГУ) нефти и газа (национального исследовательского университета) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65

DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-266-272

Аннотация: Проанализирована интерактивная система мониторинга минимальных расстояний от трубопроводов до промышленных и гражданских объектов. Разработка системы проводилась в соответствии с современными подходами к проектированию интерфейса пользователя промышленных интеллектуальных комплексов. Применительно к настоящей работе это означало адаптацию интерфейса пользователя к особенностям восприятия специалиста по предметной области. Показано, что интерактивная система включает в себя программный сервис пополнения и управления взаимосвязанными базами данных. Описаны возможности мониторинга технологических показателей эксплуатации трубопроводов, позволяющие представить всю совокупность исходных данных и результатов выполненных расчетов как упорядоченное множество характеристик вероятностных процессов, служащих математическими описаниями реальных процессов, протекающих при эксплуатации трубопровода. Статистический анализ указанных вероятностных процессов дает результаты, имеющие существенное прикладное значение для разработки и улучшения существующих норм, устанавливающих требования к проектированию трубопроводов.

Ключевые слова: мониторинг, промышленные объекты, гражданские объекты, база данных, интерактивная система анализа, проектирование трубопроводов, строительство трубопроводов.

Для цитирования:
Короленок В. А. Информационно-аналитический комплекс мониторинга минимальных расстояний от трубопроводов до промышленных и гражданских объектов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 266–272.

Список литературы:↓

273-277

Построение двухсетчатой купольной крыши резервуара

М. Г. Каравайченко a, С. Р. Абдрафикова a

a Уфимский государственный нефтяной технический университет, ул. Космонавтов, 1, 450062, Уфа, Россия

DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-273-277

Аннотация: Односетчатые алюминиевые купольные крыши резервуаров имеют недостаточные устойчивость и прочность в случаях больших диаметров резервуаров и значительных снеговых нагрузок. С целью повышения надежности и жесткости купольной крыши резервуаров диаметром более 60 м, а также резервуаров, расположенных в районах, где на них воздействует повышенная снеговая нагрузка, авторы предлагают двухсетчатую купольную крышу. В статье рассмотрена методика построения двухсетчатой купольной крыши вертикального цилиндрического резервуара диаметром 60,7 м и объемом 50 000 м3. Представлен алгоритм для расчета координат узлов и размеров связей двухсетчатой крыши резервуара. Разрезка поверхности купольной крыши по данной методике позволяет получить широтные связи в каждом поясе одного типоразмера. Рассмотренные результаты могут быть использованы при проектировании вертикальных стальных резервуаров для хранения нефти вместимостью 50 000 м3 и более.

Ключевые слова: резервуар вертикальный стальной, крыша резервуара, купольная двухсетчатая крыша, разрезка поверхности купола, координаты узлов, размеры связей.

Для цитирования:
Каравайченко М. Г., Абдрафикова С. Р. Построение двухсетчатой купольной крыши резервуара // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 273–277.

Список литературы:↓

278-283

Показатели надежности технологических ресурсов при строительстве и ремонте нефтегазовых объектов

И. В. Гладков a, А. М. Короленок a

a Российский государственный университет (РГУ) нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65

DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-278-283

Аннотация: Снижение затрат на ремонтно-техническое обслуживание газонефтепроводов является задачей первостепенной важности. Одним из главных вопросов в процессе ее решения надо считать оценку состояния материально-технической базы предприятий, выполняющих ремонт. В статье рассматриваются вопросы надежности технологических ресурсов при строительстве и ремонте нефтегазовых объектов. Выделены четыре основных состояния, характерных для технологического ресурса в различное время его эксплуатации: рабочее, пребывание в ненагруженном резерве, профилактика или плановый ремонт, аварийное. Предложены и определены показатели, характеризующие надежность технологических ресурсов: параметр потока отказов, среднее время восстановления, вероятность пребывания технологического ресурса в аварийном состоянии, коэффициент готовности технологического ресурса, коэффициент технического использования. Отмечено, что наиболее полными характеристиками надежности технологического ресурса являются функции распределения указанных величин. Сделан вывод, что для достижения допустимой в практических расчетах точности оценки показателей надежности технологических ресурсов требуется большой объем статистических данных, который может быть получен только при массовом обследовании почти всего парка эксплуатируемых машин и механизмов нефтегазовых компаний.

Ключевые слова: комплекс машин, технологические ресурсы, техническое обслуживание, надежность, вероятность состояния, трубопровод.

Для цитирования:
Гладков И. В., Короленок А. М. Показатели надежности технологических ресурсов при строительстве и ремонте нефтегазовых объектов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 278–283.

Список литературы:↓

Прочность, надежность и долговечность

284-294

Определение напряженно-деформированного состояния участка трубопровода под давлением по результатам измерения коэрцитивной силы

Р. В. Агиней a, Р. Р. Исламов b, Э. А. Мамедова c

a АО «Гипрогазцентр», 603005, Россия, Нижний Новгород, ул. Алексеевская, 26
b АО «Транснефть – Север»,169300, Россия, Ухта, пр. А. И. Зерюнова, 2/1
с ООО «Газпром проектирование», Нижегородский филиал, 603005, Россия, Нижний Новгород, ул. Алексеевская, 26

DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-284-294

Аннотация: Представлены результаты экспериментального исследования изменения коэрцитивной силы металла трубного объекта, подверженного одновременному силовому воздействию внутреннего давления среды и изгибу. Исследования проводились на испытательном стенде, максимально приближенном к реальному трубопроводу. Получены зависимости изменения коэрцитивной силы, измеренной в продольном направлении, от величины продольных напряжений, вызванных действием поперечного изгиба и внутреннего давления. Приведены выражения для нахождения сжимающих и растягивающих напряжений в стенке действующего трубопровода по коэрцитивной силе металла стенки трубы. Предложены методика и алгоритм определения напряженно-деформированного состояния участка трубопровода на основе результатов измерений коэрцитивной силы металла. Проведена верификация разработанного алгоритма для участка трубопровода, находящегося под давлением рабочей среды, и для трубопровода, не испытывающего действия внутреннего давления. Относительная погрешность между расчетными значениями продольных напряжений и значениями напряжений, найденных в результате стендовых испытаний, не превышает 7 %, что позволяет сделать вывод о применимости разработанного подхода для оценки напряжений в стенках действующего трубопровода.

Ключевые слова: трубопровод, напряженно-деформированное состояние, деформации, коэрцитивная сила, внутреннее давление, поперечный изгиб.

Для цитирования:
Агиней Р. В., Исламов Р. Р., Мамедова Э. А. Определение напряженно-деформированного состояния участка трубопровода под давлением по результатам измерения коэрцитивной силы // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 284–294.

Список литературы:↓

296-304

Роль давления при распространении зигзагообразного разрушения

Б. Н. Лейс a, Э. Кошем b

a B. N. Leis Consultant, Inc., Поу Авеню, 517, 43085-3036, Уортингтон, штат Огайо, США
b Ninth Planet Engineering, Ltd, Добсон кресент, 7, NE6 1TT, Ньюкасл-апон-Тайн, Великобритания

DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-296-304

Аннотация: Быстрый рост продольной трещины вдоль оси магистрального трубопровода, транспортирующего газ или жидкость с высоким давлением паров, вызывает распространение сдвигового разрушения. Если скорость распространения трещины превышает скорость фронта декомпрессии, рост трещины продолжается, в противном случае – он останавливается. Интерес к распространению разрушения появился 1950–1960-х годах. Стали, используемые в те годы для линейной части трубопровода, почти не оказывали сопротивления дефектам, которые распространялись в режиме хрупкого разрушения. И хотя вскоре были разработаны стали, сдерживающие хрупкое разрушение, эксперименты показали, что при недостаточной прочности металла распространение трещин по сдвиговому механизму может продолжаться. Далее появились технологии для количественной оценки свойств стали, необходимых для остановки распространения сдвиговых разрушений. Было определено, что процесс развития дефекта динамичен и создает инерцию протяженных разрушений зигзагообразного вида, возникающих вследствие появления трещины и зависящих от такого показателя, как расстояние, необходимое для остановки сдвигового разрушения. В статье рассматриваются основные факторы, влияющие на разрушение, c точки зрения как аналитического, так и феноменологического подхода. Описываются дискриминирующие эксперименты, проводившиеся ввиду сложного нелинейного взаимодействия, которое развивается между грунтом, сопротивлением разрушению и жидкостью. Снижение давления и его роль в остановке сдвигового разрушения рассматриваются с учетом моделей, используемых для количественной оценки параметров, влияющих на остановку разрушения.

Ключевые слова: распространение сдвигового разрушения, трещина, хрупкое разрушение, вязкое разрушение, остановка разрушения, давление, сталь, газовая детонация .

Для цитирования:
Лейс Б. Н., Кошем Э. Роль давления при распространении зигзагообразного разрушения // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 296–304.

Список литературы:↓

Сварка

306-314

Применение метода TOFD для контроля разнотолщинных сварных соединений стенок вертикальных стальных резервуаров

Д. А. Неганов a, О. И. Филиппов b, И. И. Михайлов a, А. В. Гейт a, П. С. Голосов a

a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
b ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, д. 4, стр. 2

DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-306-314

Аннотация: При строительстве, реконструкции и техническом диагностировании вертикальных стальных резервуаров все стыковые сварные соединения стенки подвергают ультразвуковому контролю с целью выявления внутренних дефектов. Большая протяженность контролируемых сварных соединений обуславливает необходимость разработки и внедрения систем механизированного и автоматизированного контроля, обеспечивающих увеличение скорости контроля и документирование результатов.
Системы механизированного и автоматизированного ультразвукового контроля, реализующие эхо-метод, не позволяют выявить все типы и достоверно определить геометрические параметры дефектов. Дифракционный метод (метод TOFD) дает возможность оценить высоту дефекта независимо от его типа и ориентации. Однако применение метода TOFD при разной толщине стенок осложняется тем, что данную специфику не учитывает стандартное программное обеспечение дефектоскопов – «калькулятор глубины». Авторами разработана технология контроля, позволяющая преодолеть указанное ограничение и производить определение глубины дефектов разнотолщинных сварных соединений методом TOFD с использованием штатного «калькулятора глубины».
Проведена экспериментальная проверка данной технологии, подтвердившая правильность расчетов. Схема контроля и вычисление глубины границ несплошностей с использованием метода TOFD опробованы на примере сварного соединения разнотолщинных стенок строящегося резервуара объемом 10 тыс. м3. Толщина стенок составляла: 12 и 14 мм; 8 и 10 мм. Контроль на реальном объекте подтвердил хорошую выявляемость дефектов и высокую достоверность получаемых результатов.

Ключевые слова: cварное соединение, контроль сварных соединений, TOFD, резервуар вертикальный стальной, разнотолщинные сварные соединения, ультразвуковой контроль.

Для цитирования:
Применение метода TOFD для контроля разнотолщинных сварных соединений стенок вертикальных стальных резервуаров / Д. А. Неганов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 306–314.

Список литературы:↓

Материалы и оборудование

315-325

Применение электромагнитно-акустических толщиномеров при диагностировании металлоконструкций и механо-технологического оборудования

Л. Ю. Могильнер a, А. В. Временко b, Н. Н. Скуридин a, О. А. Придеин a

a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
b ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, д. 4, стр. 2

DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-315-325

Аннотация: Рассмотрена возможность применения электромагнитно-акустического (ЭМА) принципа возбуждения и приема ультразвуковых волн при выполнении толщинометрии стенки трубопроводов и оборудования в ходе диагностирования объектов магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Отмечено, что ЭМА технология, известная несколько десятилетий, до сих пор не находила широкого применения в условиях эксплуатации трубопроводов. Однако в настоящее время разрабатываются приборы нового поколения и ситуация изменяется: ЭМА толщиномеры и дефектоскопы по своим массо-габаритным характеристикам, чувствительности и точности измерений толщины не уступают традиционному ультразвуковому оборудованию с пьезопреобразователями, но при этом имеют существенные преимущества при диагностировании металлоконструкций и механо-технологического оборудования, сосудов, трубопроводов в условиях их производства и эксплуатации. В связи с этим проведено всестороннее исследование возможности применения ЭМА технологии в лабораторных и трассовых условиях для целей толщинометрии и контроля коррозионных повреждений металла при наличии на его поверхности антикоррозионного покрытия и/или шероховатости высотой 1,5 мм и более. Приведены некоторые наиболее существенные из полученных результатов. Подтверждена эффективность ЭМА технологии: при ее применении не требуется контактирующая жидкость; возможно проведение контроля по грубо обработанной поверхности и через антикоррозионные покрытия, а также выполнение толщинометрии проката, литья; практически отсутствуют ограничения по отрицательным температурам окружающей среды и пространственному положению ЭМА преобразователей. Отмечено, что при толщинометрии в дополнение к традиционным измерениям в цифровом коде и по развертке типа А целесообразно также осуществлять измерения по развертке типа В с построением изображений сечений металла вдоль направления сканирования.

Ключевые слова: ультразвуковая толщинометрия, электромагнитно-акустические преобразователи, ЭМА преобразователи, погрешность измерений, А-скан, В-скан, коррозия, шероховатость, антикоррозионное покрытие.

Для цитирования:
Применение электромагнитно-акустических толщиномеров при диагностировании металлоконструкций и механотехнологического оборудования / Л. Ю. Могильнер [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 315–325.

Список литературы:↓

Автоматика, телемеханика и связь

326-332

Результаты апробации и основные направления развития программного модуля контроля измерительных каналов

О. В. Аралов a, И. В. Буянов а, В. В. Кузьмин а

a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а

DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-326-332

Аннотация: Разработанный программный модуль контроля измерительных каналов позволяет осуществлять интегральную оценку состояния оборудования, входящего в состав измерительных каналов систем управления, с последующей «локализацией» отклонений до отдельного модуля, узла, датчика и является универсальным решением, обеспечивающим непрерывный автоматический контроль работоспособности оборудования и высокую точность диагностики его неисправностей. В статье представлены результаты апробации данного программного модуля на объектах магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов. Для каждой группы измерительных каналов выделены типовые признаки неисправностей, обнаруженные программным модулем. Представлены особенности его конфигурации и функционирования. В результате внедрения программного модуля на объектах магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов доказана его эффективность как при оперативном контроле работоспособности оборудования, входящего в состав измерительных каналов систем управления, так и при планировании технического обслуживания и текущего ремонта оборудования. Однако алгоритм работы программного модуля предполагает воздействие человеческого фактора на процесс диагностики, что снижает ее скорость и достоверность результатов. Исключить это влияние призван модуль многофакторного анализа, который в настоящее время разрабатывается авторами статьи.

Ключевые слова: диагностика, дисперсия, корреляция, многофакторный анализ.

Для цитирования:
Аралов О. В., Буянов И. В., Кузьмин В. В. Результаты апробации и основные направления развития программного модуля контроля измерительных каналов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 326–332.

Список литературы:↓

Защита от коррозии

333-341

Влияние сероводорода в нефти на коррозионную стойкость магистральных нефтепроводов

Л. П. Худякова a, А. А. Шестаков a, И. Р. Фархетдинов a

a Научно-технический центр трубопроводного транспорта ООО «НИИ Транснефть» (НТЦ ООО «НИИ Транснефть»), 455055, Россия, Уфа, проспект Октября, 144/3

DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-333-341

Аннотация: Нефть при отсутствии воды не вызывает коррозию металла. Вода, будучи растворенной или эмульгированной в нефти, также не приводит к коррозии до тех пор, пока в результате перепада температуры не выделится на металлической поверхности в виде пленки или не скопится в виде свободной фазы в пониженных участках нефтепровода. Наличие воды на поверхности металла – необходимое, но недостаточное условие протекания коррозионного процесса. Достаточным условием является активное поступление в слои воды через нефть основных коррозионных агентов: кислорода, сероводорода, углекислого газа и других стимуляторов коррозии.
Явное проявление коррозионных разрушений в условиях эксплуатации нефтепроводов обусловлено образованием минерализованных водных скоплений, формированием на внутренней поверхности труб осадков и отложений, содержащих воду и коррозионно-опасные агенты: сероводород, углекислый газ, кислород. В ряде случаев нельзя исключить развитие коррозионно-опасных микроорганизмов.
В работе представлены результаты исследований влияния сероводорода в нефти и подтоварной воде на коррозионную стойкость образцов трубной стали (стали 20). Испытания проводились для трех групп нефти, при содержании сероводорода на уровне 100–400 ppm, в интервале температур от 20 до 60 °С.
Показано влияние минерализации нефти на коррозионные свойства подтоварной воды и на процессы проникновения водорода в металл. Установлено, что увеличение концентрации сероводорода в товарной нефти до более чем 100 ppm приводит к росту скорости коррозии, наводораживанию металла трубы и, как следствие, увеличивает риски возникновения аварий на объектах магистральных трубопроводов.

Ключевые слова: коррозия, нефть, нефтепровод, сероводород, подтоварная вода, водород, наводораживание, коррозионная активность.

Для цитирования:
Худякова Л. П., Шестаков А. А., Фархетдинов И. Р. Влияние сероводорода в нефти на коррозионную стойкость магистральных нефтепроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. C. 333–341.

Список литературы:↓

Товарно-транспортные операции и метрологическое обеспечение

342-352

Контроль чистоты нефтепродуктов при транспортировке по магистральным нефтепродуктопроводам

Р. Р. Купкенов a, А. С. Аберкова b, Е. С. Дубовой b, А. А. Кузнецов b, Ф. В. Тимофеев b

a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, д. 4, стр. 2
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а

DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-342-352

Аннотация: В процессе эксплуатации магистрального нефтепродуктопровода транспортируемые нефтепродукты могут загрязняться различными механическими примесями и обводняться. Действующий порядок контроля чистоты нефтепродуктов предполагает отбор ходовой пробы перед резервуарным парком и ее визуальный анализ. Однако такая процедура, крайне затратная по времени и зависимая от человеческого фактора, не удовлетворяет современным требованиям оперативности и достоверности получаемых результатов. Решением проблемы является внедрение автоматических комплексных поточных анализаторов, позволяющих сократить время определения и существенно повысить точность устанавливаемых параметров.
В статье рассмотрены различные методы контроля механических примесей и обводненности жидкости, представлена возможность реализации их в поточных средствах контроля чистоты нефтепродуктов. Установлено, что наиболее перспективными являются методы, основанные на измерении акустических и оптических параметров жидкости.

Ключевые слова: магистральный нефтепродуктопровод, нефтепродукты, регламентные работы, качество нефтепродуктов, контроль качества, поточные методы, анализаторы, обводненность.

Для цитирования:
Контроль чистоты нефтепродуктов при транспортировке по магистральным нефтепродуктопроводам / Р. Р. Купкенов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 342–352.

Список литературы:↓

Пожарная и промышленная безопасность. Охрана труда

353-357

Анализ пожарного риска на объектах нефтегазового и химического комплексов

И. И. Рашоян a

a Тольяттинский государственный университет, 445020, Россия, Тольятти, ул. Белорусская, 14

DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-3-353-357

Аннотация: Актуальность обеспечения безопасности на нефтеперерабатывающих, нефтегазовых и химических объектах научно обоснована многими исследованиями. Важную часть таких исследований составляют работы по анализу и прогнозированию природных и техногенных опасностей, в том числе по оценке пожарных рисков. С целью дальнейшей разработки методов, направленных на снижение пожарных рисков и повышение уровня пожарной безопасности, был проведен анализ статистики пожаров за последние годы в целом по стране и на объектах химической и нефтегазовой промышленности. Выполнена сравнительная оценка расчетных значений индивидуального пожарного риска исследуемых объектов и в целом по стране. Последнее определялось как среднее количество погибших при пожаре в год на единицу населения. Значение пожарного риска объектов нефтегазового и химического комплексов определялось как среднее количество погибших при пожаре в год на единицу всех работающих в этих отраслях людей. Результаты показывают, что, с одной стороны, расчетное значение пожарного риска этих объектов ниже, чем его общее значение, с другой стороны, оно превышает нормативную величину пожарного риска (10–6 в год), что свидетельствует о необходимости обязательного обучения персонала действиям при пожаре и принятия мер по социальной защите работников, компенсирующих их деятельность в условиях повышенного риска. Кроме того, повышение уровня пожарной защиты объектов нефтегазовой и химической отраслей обеспечит дальнейшее снижение количества пожаров, погибших в них людей и величины пожарного риска. Стоит также обратить внимание на важность дальнейшей актуализации нормативной правовой документации в области пожарной безопасности с учетом реализации риск-ориентированного подхода.

Ключевые слова: нефтегазовая отрасль, химическое производство, безопасность, статистика, пожар, пожарный риск.

Для цитирования:
Рашоян И. И. Анализ пожарного риска на объектах нефтегазового и химического комплексов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 3. С. 353–357.

Список литературы:↓