|
Развитие отрасли |
368-377 |
Научные опоры производства
Н. Н. Сухорукова a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
В сентябре 2009 года был основан «НИИ Транснефть». Материал, посвященный юбилею, рассказывает об истории научно-исследовательского института, ключевых показателях его работы, текущих и перспективных направлениях деятельности.
|
|
Проектирование, строительство и эксплуатация |
|
378-386 |
Оценка достоверности определения координаты утечки в нефтепроводе
А. М. Чионов a, А. А. Амерханов b, И. С. Симонов a, С. В. Петренко c
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
b ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2
c Научно-технический центр трубопроводного транспорта ООО «НИИ Транснефть» (НТЦ ООО «НИИ Транснефть»), 455055, Россия, Уфа, проспект Октября, 144/3
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-4-378-386
Аннотация: В целях повышения надежности разрабатываемых систем обнаружения утечек (СОУ) практикуется принцип перекрестного использования независимых алгоритмов, что требует унификации результатов работы различных алгоритмов. Реализация данного принципа осложняется тем, что приведенные в научно-технической литературе алгоритмы СОУ не содержат исчерпывающих рекомендаций по практическому применению, позволяющих адаптироваться к реальному объекту. Важный вопрос выбора количественных критериев принятия решения остается открытым.
В рамках указанной проблемы рассмотрен метод гидравлической локации обнаружения утечек. Выполнено обобщение метода на участок с несколькими нефтеперекачивающими станциями, и решена задача его адаптации на произвольный трубопровод. Разработаны универсальные критерии достоверности факта утечки. Проведена серия вычислительных экспериментов, подтвердившая адекватность разработанных критериев. Адаптированный метод гидролокации апробирован на действующем трубопроводе в составе модуля принятия решений. Разработана методика определения чувствительности алгоритма обнаружения утечек в зависимости от оснащенности технологического участка средствами измерений.
Ключевые слова: обнаружение утечек, утечка, алгоритмы принятия решений, нефтепровод, система контроля режимов, оценка достаточности оснащенности, метод гидролокации.
Для цитирования:
Оценка достоверности определения координаты утечки в нефтепроводе / А. М. Чионов [и др.] // Наука и технологии
трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 4. C. 378–386.
Список литературы:↓
[1] Сунагатуллин Р. З., Коршунов С. А., Дацов Ю. В. К вопросу технического и методологического сопровождения систем обнаружения утечек // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 5. С. 42–50.
[2] Davis P. M., Spence M., Larivé J-F. Performance of European cross-country oil pipelines. Statistical summary of reported spillages in 2014 and since 1971 // Bruxelles : CONCAWE, 2016. 54 p.
[3] Гольянов А. А. Анализ методов обнаружения утечек на нефтепроводах // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2002. № 10. С. 5–14.
[4] Шестаков Р. А. К вопросу о методах обнаружения утечек и несанкционированных врезок на магистральных нефтепроводах // Труды РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина. 2014. № 3. С. 85–94.
[5] Pipeline Leak Detection Expected to See Muted Growth Through 2020 // Pipeline & Gas Journal. November 2016. Vol. 243. No. 11. P. 68–70.
[6] Стохастическая модель идентификации утечек / М. Г. Сухарев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 4. С. 80–84.
[7] Лурье М. В., Макаров П. С. Гидравлическая локация утечек нефтепродуктов на участке трубопровода // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 1998. № 12. С. 65–69.
[8] Мамонова Т. Е. Метод определения утечки из нефтепровода, основанный на разности во времени давления // Известия Томского политехнического университета. 2013. Т. 323. № 1. С. 216–219.
[9] Вентцель Е. С. Теория вероятностей. М. : Наука, 1969. 576 c.
[10] Леготкина Т. С., Хижняков Ю. Н. Метод определения места утечки нефти в нефтепроводе // Вестник ИжГТУ. 2014. № 1. С. 112–116.
[11] Соболь И. М. Метод Монте-Карло. М. : Наука, 1968. 64 с.
[12] Трубопроводный транспорт нефти / Под общ. ред. С. М. Вайнштока. М. : Недра-Бизнесцентр, 2004. Т. 2. 621 с.
[13] Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов / Б. Н. Мастобаев [и др.] ; ред. Ю. В. Лисин. Справочное пособие : в 2 т. Т. 1. М. : Недра, 2017. 494 с.
|
|
387-393 |
Анализ методик расчета продольной устойчивости участков магистральных трубопроводов
И. Г. Силина a, Е. А. Гильмияров b, В. А. Иванов a
a Тюменский индустриальный университет, 625000, Россия, Тюмень, ул. Володарского, 38
b ООО «НГСН-Р», 625034, Россия, Тюмень, ул. Камчатская, 194
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-4-387-393
Аннотация: Рассмотрены существующие в нормативно-технической документации и технической литературе подходы к определению продольной устойчивости подземных участков магистральных трубопроводов. Осуществлен сравнительный анализ методик, применяемых для оценки продольной устойчивости, отмечены преимущества и недостатки проведения расчета в соответствии с каждой из них. Согласно описанным методикам выполнен проверочный расчет на устойчивость криволинейного участка магистрального трубопровода III категории, проложенного в необводненном грунте.
Установлено, что методика А. Б. Айнбиндера оптимальна для определения продольной устойчивости участков трубопроводов в сложных природно-климатических условиях, а именно в обводненных и сезонно оттаивающих грунтах. Методика, приведенная в СП 36.13330.2012 «Магистральные трубопроводы», наиболее подходит для расчета участков трубопроводов низких категорий, однако требуется ее актуализация. Оптимальным решением является создание объединенной методики в рамках одного нормативного документа. В то же время все рассмотренные методики требуют дополнений, позволяющих учитывать возможный выход трубопровода из зоны упругих деформаций с изменением характеристик стали и низкую несущую способность заторфованного грунта.
Ключевые слова: магистральный трубопровод, продольная устойчивость трубопровода, расчетные зависимости.
Для цитирования:
Силина И. Г., Гильмияров Е. А., Иванов В. А. Анализ методик расчета продольной устойчивости участков магистральных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 4. C. 387–393.
Список литературы:↓
[1] Азметов Х. А., Матлашов И. А., Гумеров А. Г. Прочность и устойчивость подземных трубопроводов. СПб. : Недра, 2005. 248 с.
[2] Березин В. А., Шутов В. Е. Прочность и устойчивость резервуаров и трубопроводов. М. : Недра, 1973. 200 с.
[3] Вольмир А. С. Устойчивость деформируемых систем. 2-е изд., перераб. и доп. М. : Наука, 1967. 984 с.
[4] Иванцов О. М., Харитонов В. И. Надежность магистральных трубопроводов. М. : Недра, 1978. 166 с.
[5] Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях / А. М. Шаммазов [и др.] : в 2 т. М. : Недра, 2005. Т. 1. Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов. 705 с.
[6] Виноградов С. В. Расчет подземных трубопроводов на внешние нагрузки. М. : Стройиздат, 1980. 152 с.
[7] Варшицкий В. М. Совершенствование методологии расчетов нефтегазопроводов на продольную устойчивость // Нефть, газ, строительство. 2000. № 9. С. 9–22.
[8] Бородавкин П. П. Подземные трубопроводы. М. : Недра, 1973. 304 с.
[9] Бородавкин П. П. Подземные магистральные трубопроводы (Проектирование и строительство). М. : Недра, 1982. 384 с.
[10] Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов / Л. И. Быков [и др.]. СПб. : Недра, 2006. 824 с.
[11] Коршак А. А., Нечваль А. М. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа: учеб. пособие для сист. доп. проф. образования. Уфа : ДизайнПолиграфСервис, 2005. 515 с.
[12] Эксплуатация линейной части нефтегазопроводов: учеб. пособие для вузов / Т. Т. Кутузова [и др.]; под общ. ред. Ю. Д. Земенкова. Тюмень : Вектор Бук, 2013. 294 с.
[13] Бабин Л. А., Быков Л. И., Волохов В. Я. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов : учеб. пособие для вузов. М. : Недра, 1979. 176 с.
[14] Айнбиндер А. Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость. М. : Недра, 1991. 288 с.
[15] Ясин Э. М., Черникин В. И. Устойчивость подземных трубопроводов. М. : Недра, 1968. 120 с.
[16] Trautman C. H., O’Rourke T. D. Lateral force-displacement of buried pipe // Journal of Geotechnical Engineering. 1985. Vol. 111. No. 9. P. 1077–1092.
|
|
394-401 |
Анализ режима работы нефтяного резервуара большого объема
Н. Н. Горбань a, Г. Г. Васильев b, И. А. Леонович b
a АО «Каспийский трубопроводный консорциум», 115093, Россия, Москва, ул. Павловская, 7, стр. 1
b Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-4-394-401
Аннотация: В рамках анализа потери устойчивости цилиндрической формы резервуара или определения геометрических несовершенств конструкции российские и зарубежные расчетные методики сосредоточены на оценке локальной геометрии. Однако для нетиповых объектов, в частности резервуаров большого объема со сложным режимом нагружения, таких оценочных методов недостаточно. На данных конструкциях могут реализовываться механизмы разрушения, исключенные для более простых объектов.
Для исследования возможных режимов работы нетиповых объектов авторами проанализирована нормативно-методическая документация в области эксплуатации вертикальных стальных резервуаров и рассмотрены комплексные подходы к обоснованию малоцикловой прочности. Приведен пример анализа режима работы резервуара объемом 100 000 м3 из состава резервуарного парка морского терминала Каспийского трубопроводного консорциума. Показано, что геометрические дефекты могут приводить к реализации механизма малоциклового разрушения, соответственно это следует учитывать при оценке напряженно-деформированного состояния конструкции. Предложен алгоритм оценки малоцикловой прочности резервуаров большого объема с применением технологии наземного лазерного сканирования.
Ключевые слова: резервуар вертикальный стальной, морской терминал, напряженно-деформированное состояние, малоцикловая усталость, режим нагружения.
Для цитирования:
Горбань Н. Н., Васильев Г. Г., Леонович И. А. Анализ режима работы нефтяного резервуара большого объема // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 4. C. 394–401.
Список литературы:↓
[1] Горбань Н. Н., Васильев Г. Г., Сальников А. П. О необходимости учета фактической геометрической формы стенки резервуара при оценке его усталостной долговечности // Нефтяное хозяйство. 2018. № 8. С. 75–79.
[2] Васильев Г. Г., Леонович И. А., Сальников А. П. Применение наземного лазерного сканирования для оценки напряженно-деформированного состояния алюминиевых крыш резервуаров // Безопасность труда в промышленности. 2017. № 10. С. 11–17.
[3] Тарасенко A. А., Чепур П. В., Гуань Ю. Оценка работоспособности крупногабаритного резервуара РВСПК-100000 при образовании зоны неоднородности грунтового основания // Нефтяное хозяйство. 2016. № 4. С. 134–136.
[4] Тарасенко A. А., Чепур П. В., Грученкова А. А. Оценка технического состояния резервуаров с недопустимыми геометрическими несовершенствами формы стенки // Нефтяное хозяйство. 2017. № 6. С. 118–121.
[5] Оценка напряженно-деформированного состояния стального цилиндрического резервуара с учетом эксплуатационных нагрузок / С. М. Мансурова [и др.] // Сетевое издание «Нефтегазовое дело». 2014. № 1. С. 329–344.
[6] Maraveas C., Miamis K. Shell buckling evaluation of thin-walled steel tanks filled at low liquid level according to current design codes // Proceedings of the Annual Stability Conference Structural Stability Research Council. St. Louis, Missouri, USA. 2013.
[7] Klučka I., Nekvasil R. Stress analysis of deformed storage tank shell // Сhemical Engineering Transitions. 2016. Vol. 52. P. 853–858.
[8] Sathyanarayanan S. Improvements in design and fitness evaluation of above ground steel storage tanks : a thesis submitted to the School of Graduate Studies in partial fulfillment of the requirement for the degree of Doctor of Philosophy in Engineering. St. John’s, Canada, 2014. 264 p.
[9] Сальников А. П. Оценка напряженно-деформированного состояния резервуаров по результатам наземного лазерного сканирования : дисс. … канд. техн. наук. М., 2016. 167 с.
[10] Отгрузка / Каспийский Трубопроводный Консорциум : сайт. URL: http://www.cpc.ru/RU/operations/Pages/loading.aspx (дата обращения: 03.04.2019).
[11] Хронология проекта / Каспийский Трубопроводный Консорциум : сайт. URL: http://www.cpc.ru/RU/about/Pages/chronology.aspx (дата обращения: 03.04.2019).
[12] Горбань Н. Н., Васильев Г. Г., Леонович И. А. Анализ существующих подходов к моделированию циклического нагружения стенки резервуара, расположенного на морском терминале // Нефтяное хозяйство. 2019. № 3. С. 110–113.
|
|
402-407 |
Подход к оценке эффективности ингибиторов парафиноотложения
Е. С. Дубовой a, Н. Н. Хафизов b, А. А. Кузнецов b
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-4-402-407
Аннотация: Отмечены достоинства и недостатки основных методов удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и установлено, что наиболее эффективным методом предотвращения или замедления образования АСПО является дозированное введение ингибиторов парафиноотложения в нефтяной поток. Описана процедура подбора эффективных ингибиторов для исследуемых участков нефтепровода в лабораторных условиях. Анализ режимных и временных параметров методик проведения испытаний, применяемых производителями химических реагентов, позволил установить, что контролируемые параметры значительно отличаются друг от друга, а выбранные условия испытаний не соответствуют эксплуатационным и не позволяют моделировать процессы образования АСПО. Для моделирования реальных условий транспортировки нефти на исследуемых участках магистрального нефтепровода с учетом ее физико-химических свойств, периода и условий применения ингибиторов разработана типовая методика испытаний. По результатам оценки эффективности действия ингибиторов определена целесообразность разработки системы контроля их качества и предложены основные направления развития данной системы.
Ключевые слова: нефть, ингибитор парафиноотложения, асфальтосмолопарафиновые отложения, методы очистки трубопровода, оценка эффективности ингибитора, лабораторные исследования.
Для цитирования:
Дубовой Е. С., Хафизов Н. Н., Кузнецов А. А. Подход к оценке эффективности ингибиторов парафиноотложения // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 4. С. 402–407.
Список литературы:↓
[1] Лисин Ю. В., Сощенко А. Е. Технологии магистрального нефтепроводного транспорта России. М. : Недра, 2013. 421 c.
[2] Основы технической диагностики трубопроводных систем нефти и нефтепродуктов / А. М. Шаммазов [и др.]. СПб. : Недра, 2010. 428 с.
[3] Антипьев В. И. Определение периодичности очистки нефтепроводов от отложений парафина // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1976. № 9. С. 22–24.
[4] Климовский Е. М., Селиверстов В. Г. Совершенствование технологии и средств очистки полости трубопроводов // Строительство трубопроводов. 1971. № 8. С. 8–9.
[5] Дмитриев М. Е., Хасанова К. И., Аслаева Р. Н. Развитие экспериментальных исследований процесса парафинизации магистральных нефтепроводов // История науки и техники. 2011. № 8 (спецвыпуск № 2). С. 81–86.
[6] Мансуров Ф. Г., Губин В. Е., Тюпа А. Н. Очистка нефтепроводов от внутренних отложений. Пути борьбы с потерями нефти и газа при их добыче, хранении и транспорте. М. : ВНИИОЭНГ, 1971. 136 с.
[7] Химические реагенты в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов / Ю. В. Лисин [и др.]. СПб. : Недра, 2012. 360 с.
[8] Мастобаев Б. Н., Шаммазов А. М., Мовсум-заде Э. М. Химические средства и технологии в трубопроводном транспорте нефти. М. : Химия, 2002. 296 с.
[9] Дауэнгауэр В. П., Фролов К. Д. Очистка нефтепроводов от отложений парафина. Вопросы транспорта и хранения нефти и газа. // Труды БашНииНП. 1959. Вып. 2. С. 44–48.
[10] Губин В. Е., Мансуров Ф. Г., Подунов И. М. Исследование парафиновых отложений, образующихся в магистральных нефтепроводах // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1973. № 10. С. 3–6.
[11] Тронов В. П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. М. : Недра, 1969. 192 с.
[12] Макаров С. П., Прохоров А. Д., Челинцев С. Н. Методы очистки внутренней поверхности магистральных нефтепродуктопроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2004. № 3. С. 4–6.
[13] Дмитриев М. Е., Хасанова К. И., Мастобаев Б. Н. Анализ результатов экспериментальных исследований по влиянию различных факторов на процесс парафинизации магистральных нефтепроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2011. № 2. С. 10–14.
[14] Тронов В. П. О механизме влияния природы поверхностей на их запарафинивание// Вопросы бурения скважин, добычи нефти и экономики. 1968. № 11. С. 191–200.
[15] Губин В. Е., Мансуров Ф. Г. Влияние отложения парафина на режим работы нефтепровода // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1969. № 6. С. 46–67.
[16] Люшин С. Ф., Репин Н. Н. О влиянии скорости потока на интенсивность отложения парафина в трубах. В кн.: Борьба с отложениями парафина. М. : Недра, 1965. С. 157–166.
[17] Хабибуллин Р. С., Мансуров Ф. Г., Имаев Д. Х. Влияние парафинизации на температурный режим нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. 1977. № 18. С. 3–9.
[18] Прогнозирование парафиновых отложений в магистральных нефтепроводах / А. М. Шаммазов [и др.] // Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных газонефтепроводов и нефтебаз. 1975. Вып. 5. С. 237–239.
[19] Тимофеев Ф. В., Кузнецов А. А., Олудина Ю. Н. Химмотологические аспекты применения растворителей для удаления АСПО с внутренней поверхности нефтепровода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 5. С. 90–97.
[20] Тимофеев Ф. В., Кузнецов А. А., Ляпин А. Ю. Подготовка нефтепроводов к транспортировке товарных топлив // Трубопроводный транспорт – 2016 : материалы XI Международной учебно-научно-практической конференции. Уфа : Изд-во УГНТУ, 2016. С. 179–181.
[21] Девяткин И. Н. Использование гелевых разделительных поршней для вытеснения нефтепродукта и очистки внутренней полости МНПП // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2004. № 1. С. 9–10.
[22] Лохте К. Техника и технологии применения в трубопроводах очистных поршней, поршней-разделителей и внутритрубных дефектоскопов // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1993. № 5. С. 21–30.
[23] Савельев Г. П. Очистка нефтепроводов от парафина с помощью специальных скребков // Новости нефтяной и газовой техники. 1961. № 7. С. 9–12.
[24] Использование гелевых композиций в трубопроводном транспорте / М. А. Силин [и др.] // Научно-технический вестник ЮКОС. 2003. № 3. С. 13–15.
[25] Маркин А. Н., Низамов Р. Э., Суховерхов С. В. Нефтепромысловая химия. Практическое руководство. Владивосток : Дальнаука, 2011. 288 с.
[26] Rhys D. A cool strategy for unpiggable pipes // World Pipelines. 2016. No. 9. P. 58–62.
|
|
Прочность, надежность и долговечность |
|
408-416 |
Предельное состояние трубопровода с кольцевым дефектом
В. М. Варшицкий a, О. А. Козырев a, А. А. Богач a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-4-408-416
Аннотация: Определены условия пластического разрушения трубопровода с кольцевым дефектом при комбинированном нагружении изгибающим моментом, продольным усилием и внутренним давлением. Для проведения анализа несущей способности трубопровода при комбинированном нагружении получена простая аналитическая зависимость предельного изгибающего момента от внутреннего давления и осевого усилия. Проведено сравнение результатов аналитических расчетов с результатами численного моделирования несущей способности трубопровода с кольцевым дефектом методом конечных элементов. Установлено удовлетворительное соответствие результатов расчетов. Показана возможность применения полученного соотношения при построении диаграммы трещиностойкости для оценки прочности трубопровода с кольцевым трещиноподобным дефектом.
На основе диаграммы трещиностойкости проанализирована прочность кольцевых стыков с дефектами при различных сочетаниях геометрических параметров дефектов, механических свойств металла стыков и эксплуатационных нагрузок и воздействий. Разработанная методология позволяет проводить анализ прочности трубопроводов с кольцевыми дефектами для всех сочетаний указанных параметров, встречающихся при эксплуатации и ремонте. Результаты могут использоваться для ранжирования участков подземных трубопроводов с технологическими дефектами кольцевых стыков по степени близости к предельному состоянию в зависимости от геометрических параметров дефектов, механических свойств металла стыков и эксплуатационных нагрузок и воздействий.
Ключевые слова: трубопровод, кольцевой стык, пластическое разрушение, дефект, расчет на прочность, несущая способность, расчет методом конечных элементов.
Для цитирования:
Варшицкий В. М., Козырев О. А., Богач А. А. Предельное состояние трубопровода с кольцевым дефектом // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 4. C. 408–416.
Список литературы:↓
[1] Неганов Д. А., Варшицкий В. М., Козырев О. А. Анализ несущей способности трубопровода при действии эксплуатационных нагрузок // Нефтяное хозяйство. 2017. № 7. C. 95–98.
[2] Ванг Ю.-Ю., Ма Д., Кулкарни С. С. Оценка кольцевых сварных швов длительно эксплуатируемых трубопроводов и возможности средств внутритрубной диагностики // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. № 1. С. 39–49.
[3] Investigation of plastic collapse criteria for defects in line pipe girth welds during bending / M. J. Worswick [at al.] // Welding of pipelines. November 1986. Vol. 1. P. 45–58. Paper 30.
[4] Miller A. G. Review of limit loads of structures containing defects // Int. Journal of Pressure Vessels and Piping. 1988. Vol. 32. Issues 1–4. P. 197–327.
[5] Bai Y., Hauch S., Jensen J. C. Local buckling and plastic collapse of corroded pipes with yield anisotropy. Proceedings of the Ninth Int. Offshore and Polar Engineering Conference. Brest, France, May 30–June 4, 1999.
[6] Chen M. J. Assessment of pipeline girth weld defects. Proceedings of the Tenth (2000) Int. Offshore and Polar Engineering Conference. Seattle, USA, May 28–June 2, 2000.
[7] Hauch S., Bai Y. Bending moment capacity of groove corroded pipes. Proceedings of the Tenth Int. Offshore and Polar Engineering Conference. Seattle, USA, May 28–June 2, 2000.
[8] Механика катастроф. Определение характеристик трещиностойкости конструкционных материалов : методические рекомендации. Т. 2. М. : ФЦНТП ПП «Безопасность», Ассоциация КОДАС, 2001. 254 с.
[9] Пестриков В. М., Морозов Е. М. Механика разрушения : курс лекций. СПб. : Профессия, 2012. 552 с.
[10] Сапунов В. Т. Прочность поврежденных трубопроводов. Течь и разрушение трубопроводов с трещинами : учебное пособие. М. : КомКнига, 2005. 192 с.
|
|
Экономика и управление |
|
417-433 |
Интеграция тарифных систем оплаты труда с уровнями национальной (отраслевой) рамки квалификаций
Е. В. Щурова a, И. В. Лямкин a
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-4-417-433
Аннотация: Рассматривается ряд проблемных вопросов, связанных с переходом на профессиональные стандарты в компаниях и учреждениях, где система организации и оплаты труда персонала, а также штатные расписания основаны на традиционной системе квалификационных требований, содержащейся в Едином тарифно-квалификационном справочнике работ и профессий рабочих (ЕТКС) и Квалификационном справочнике должностей руководителей, специалистов и других служащих (ЕКС).
Ключевой вопрос – это отсутствие механизма соответствия тарифных разрядов оплаты труда, квалификационных категорий и прочих элементов ЕТКС и ЕКС профессиональным стандартам и описанию уровней квалификации. Учитывая процедуру отмены ЕТКС, начавшуюся в апреле 2018 года, необходима разработка экономико-математической модели для комплексного решения данной проблемы. А именно: установление механизма тождественности между тарифными разрядами оплаты труда и системой уровней квалификации в профессиональных стандартах.
Такой механизм разработан авторами и представлен в статье. Практическая ценность от применения предложенной методики заключается не только в сохранении преемственности с системами тарификации отдельных работ (функций), выполняемых по традиционным технологическим схемам, но и в получении реального механизма для установления разряда по новым видам работ (процессам, операциям) независимо от наличия квалификационных справочников и/или профессиональных стандартов.
Ключевые слова: профессиональный стандарт, национальная рамка квалификаций, тарифная система, уровни квалификации, ценообразование работ, факторы сложности труда, дескрипторы квалификаций, метод анализа иерархий, многокритериальное ранжирование, матрица парных сравнений, весовой вектор, балльная шкала, оцифровка дескрипторов, интегральная оценка, тарифно-квалификационная карта.
Для цитирования:
Щурова Е. В., Лямкин И. В. Интеграция тарифных систем оплаты труда с уровнями национальной (отраслевой) рамки квалификаций // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 4. С. 417–433.
Список литературы:↓
[1] Лямкин И. В. Разработка и внедрение систем оплаты труда на основе комплексной оценки рабочих мест // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 2. С. 102–109.
[2] Методические указания по разработке Единого тарифно-квалификационного справочника работ и профессий рабочих. М. : Экономика, 1990. 289 с.
[3] Методические рекомендации по оценке сложности и качества работы специалистов (для установления квалификационных категорий и дифференциации должностных окладов). М. : Экономика, 1989. 55 с.
[4] Саати Т. Принятие решений. Метод анализа иерархий : пер. с англ. Р. Г. Вачнадзе. М. : Радио и связь, 1993. 278 с.
[5] Отраслевая рамка квалификаций // Совет по профессиональным квалификациям в нефтегазовом комплесе : сайт. URL: https://www.spkngk.ru/about/activity/otraslevaja-ramkakvalifikacii (дата обращения: 29.03.2019).
|
|
Материалы и оборудование |
|
434-439 |
Перспективные направления развития ультразвуковых внутритрубных диагностических приборов
Д. Ю. Глинкин a, А. В. Межуев a, М. И. Юдин a
a АО «Транснефть – Диаскан», 140501, Россия, Московская область, Луховицы, ул. Куйбышева, 7
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-4-434-439
Аннотация: На основе анализа различных источников определены направления развития ультразвуковых внутритрубных диагностических приборов с целью повышения их способности к выявлению дефектов, которые могут привести к аварийным ситуациям на трубопроводах. Выявлена потребность в повышении разрешающей способности измерительной системы в окружном и осевом направлениях, необходимость применения современных средств обработки сигналов ультразвуковых датчиков, а также совершенствования носителей датчиков для обеспечения их прилегания к поверхности трубы в местах ее деформации и оптимального расположения относительно объекта контроля. Реализация этих решений позволит обнаруживать и измерять дефекты типа рисок, потерь металла, расслоений, в том числе расположенных на вмятинах и гофрах.
Приведены результаты внедрения модернизированного дефектоскопа четвертого поколения производства АО «Транснефть–Диаскан», оснащенного адаптивным носителем, на полозах которого на подвижных подвесах установлены планки с датчиками. Успешные испытания модернизированных приборов подтвердили правильность и эффективность принятых конструкторских решений.
Ключевые слова: внутритрубный ультразвуковой дефектоскоп, разрешающая способность измерительной системы, измерение толщины стенки, иммерсионный слой, диагностика.
Для цитирования:
Глинкин Д. Ю., Межуев А. В., Юдин М. И. Перспективные направления развития ультразвуковых внутритрубных диагностических приборов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 4. С. 434–439.
Список литературы:↓
[1] Краткий обзор ключевых показателей деятельности ПАО «Транснефть» и сопоставимых зарубежных компаний за 2016–2017 гг. [электронный ресурс]. КПМГ, 2018. С. 8. https://www.transneft.ru/u/news_article_file/16911/transneft.pdf (дата обращения 14.03.2019).
[2] 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.
[3] Thresholds, accuracies and resolution: quantitative measurement and its advantages for metal loss inspection / A. Barbian [et al.] // Proceedings of the Pipeline Technology Conference 2010.
[4] Willems H., Kopp G. Recent advancements in ultrasonic in-line inspection // Proceedings of the Pipeline Technology Conference 2016.
[5] Willems H., Guajardo R., Kopp G. Sizing crack indications from ultrasonic ILI: challenges and options // Proceedings of the Pipeline Technology Conference 2017.
[6] Ревель-Муроз П. А. Технические решения должны быть энергоэффективны и окупаемы // Трубопроводный транспорт нефти. 2017. № 6. С. 18–27.
|
|
440-443 |
Проницаемость полимерных материалов для технических средств хранения нефтепродуктов
Ю. Н. Рыбаков a, А. В. Дедов a, С. В. Ларионов b
a 25 ГосНИИ химмотологии Минобороны России, 121467, Россия, Москва, ул. Молодогвардейская, 10
b Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-4-440-443
Аннотация: По сравнению с металлическими емкостями для хранения топлива полимерные резервуары имеют меньшую массу и небольшой объем в незаполненном состоянии, что упрощает их транспортировку и развертывание. Недостатком полимерных резервуаров являются технологические потери топлива при хранении – следствие относительно высокой проницаемости полимерных материалов. Авторами исследована проницаемость различных топлив через полимерные пленки и многослойные материалы на их основе, которые используются при производстве эластичных резервуаров для хранения нефтепродуктов. Установлено, что минимальная разность показателей параметров растворимости полиэтилена высокого/низкого давления и топлив определяет высокую растворимость топлив в оболочке резервуара. Большая разность параметров растворимости полиамида, полиэтилентерефтала и топлив обеспечивает относительно низкую растворимость топлив в этих полимерах. Выявлена зависимость проницаемости топлив в пленках на основе смеси полиэтилена различных марок. Эффективность применения многослойных материалов определяется комбинацией состава полимерных пленок, марки бензина и его температуры. Найдена оптимальная комбинация пленок для получения многослойных материалов с минимальной проницаемостью бензина. Минимальную проницаемость имеют пленки на основе полиамида.
Ключевые слова: эластичные резервуары, топливо, полимерные пленки, проницаемость полимеров, нефтепродукты.
Для цитирования:
Рыбаков Ю. Н., Дедов А. В., Ларионов С. В. Проницаемость полимерных материалов для технических средств хранения нефтепродуктов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 4. C. 440–443.
Список литературы:↓
[1] Рыбаков Ю. Н., Ванчугов Н. А. Применение эластичных резервуаров на объектах топливозаправочного комплекса авиатопливообеспечения // Научный вестник МГТУ ГА. 2012. № 183. С. 73–75.
[2] Рыбаков Ю. Н. Вклад в теорию и практику химмотологии в области создания полевых средств хранения горючего // Технологии нефти и газа. 2014. № 5. С. 31–34.
[3] Перспективы развития полевых складов горючего / Ю. Н. Рыбаков [и др.] // Научный вестник МГТУ ГА. 2014. № 206. С. 122–126.
[4] Новые подходы к оценке топливостойких полимерных материалов / Ю. Н. Рыбаков [и др.] // Научный вестник МГТУ ГА. 2015. № 217. С. 90–95.
[5] Дринберг С. А., Ицко Э. Ф. Растворители для лакокрасочных материалов. М. : Химия. 1980. 160 с.
[6] Ларионов С. В., Рыбаков Ю. Н., Вакаев А. Ю. Моделирование технологических потерь нефтепродуктов при хранении в эластичных резервуарах // Нефть, газ и бизнес. 2014. № 12. С. 62–64.
|
|
Защита от коррозии |
|
444-451 |
Оценка модели для прогнозирования максимальной скорости точечной коррозии в сероводородной среде
Т. Виллетт a, А. Трайдиа а, С. Папавинасам b, А. М. Эль-Шерик a
a «Сауди Арамко», п/я 5000, 31311, Дахран, Саудовская Аравия
b CorrMagnet Consulting Inc., ул. Кастлмор, 6, K2G6K8, Оттава, Онтарио, Канада
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-4-444-451
Аннотация: Ранее разработанная эмпирическая модель скорости внутренней точечной (питтинговой) коррозии была рассмотрена с целью прогнозирования максимальной скорости точечной коррозии на нефтепроводах Саудовской Аравии, транспортирующих высокосернистую нефть. Установлено, что значения, спрогнозированные исходной моделью, не соответствуют измерениям в условиях эксплуатации. Несмотря на то что исходная модель не отразила реальную скорость точечной коррозии, она правильно отранжировала трубопроводы по мере ее возрастания. В качестве факторов расхождения значений спрогнозированной и фактической скоростей были определены доступность ингибирования и наличие эрозионной коррозии. Исходная эмпирическая модель была модифицирована путем введения двух поправочных коэффициентов, которые были получены методом численной оптимизации. Их введение значительно сблизило прогнозные значения и полевые измерения.
Ключевые слова: питтинговая коррозия, точечная коррозия, скорость коррозии, эмпирическая модель, высокосернистая нефть, ингибитор коррозии, эрозионная коррозия.
Информация о финансировании
Авторы выражают признательность компании Saudi Aramco за финансирование настоящей работы и разрешение на ее публикацию.
Для цитирования:
Оценка модели для прогнозирования максимальной скорости точечной коррозии в сероводородной среде / Т. Виллетт [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 4. C. 444–451.
Список литературы:↓
[1] Waard C. D., Lotz U. Prediction of CO2 corrosion of carbon steel. Proc. NACE Corrosion/93 conf.; paper no. 69. Houston (TX): NACE; 1993.
[2] Srinivasan S., Kane R. D. Prediction of corrosivity of CO 2/ H 2S production environments. Proc. NACE Corrosion/96 conf.; paper no. 11. Houston (TX): NACE; 1996.
[3] Bonis M., Crolet J. L. Basics of the prediction of the risks of CO 2 corrosion in oil and gas wells. Proc. NACE Corrosion/89conf.; paper no. 466. Houston (TX): NACE; 1989.
[4] Nesic S., Nordsveen M., Nyborg R., Stangeland A. A mechanistic model for CO 2 corrosion with protective iron carbonate films. Proc. NACE Corrosion/2001 conf.; paper no. 01040. Houston (TX): NACE; 2001.
[5] Anderko A., McKenzie P., Young R. D. Computation of rates of general corrosion using electrochemical and thermodynamic models. Corrosion. 2001;57(3):202–213.
[6] Pots B. F. M. Mechanistic models for the prediction of CO 2 corrosion rates under multiphase flow conditions. Proc. NACE Corrosion/95 conf.; paper no. 137. Houston (TX): NACE; 1995.
[7] Sharland S. A review of the theoretical modeling of crevice and pitting corrosion. Corrosion Science. 1987;27(3):289–323.
[8] Papavinasam S., Doiron A., Revie R. W., Sizov V. A model to predict internal pitting corrosion of oil and gas pipelines. Proc. NACE Corrosion/2007 conf.; paper no. 07658. Houston (TX): NACE; 1995.
[9] Demoz A., Papavinasam S., Omotoso O., Michaelian K., Rewie R. W. Effect of field operational variables on internal pitting corrosion of oil and gas pipelines. Corrosion. 2009;65(11): 741–747.
[10] Papavinasam S., Doiron A., Panneerselvam T., Revie R. W. Effect of hydrocarbons on the internal corrosion of oil and gas pipelines. Corrosion. 2007;63(7):704–712.
[11] Papavinasam S., Doiron A., Revie R. W. Effect of surface layers on the initiation of internal pitting corrosion in oil and gas pipeline. Corrosion. 2009;65(10):663–673.
[12] Landry X., Runstedtler A., Papavinasam S., Place T. D. Computational fluid dynamics study of solids deposition in heavy oil transmission pipeline. Corrosion. 2012;68(10):904–912.
[13] Hewitt G. F. Flow Regimes. In: Hetsroni G., editor. Handbook of Multiphase Systems. NY: Hemisphere Publishing Corporation, McGraw-Hill Book Company; 1982.
[14] Sooknah R., Papavinasam S., Revie R. W. Validation of a predictive model for microbiologically influenced corrosion. Proc. NACE Corrosion/2008 conf.; paper no. 08503. Houston (TX): NACE; 2008.
[15] Macdonald D. D., Engelhardt G. R. Predictive modeling of corrosion. In: Richardson J. A., et al. (eds.). Shreir’s Corrosion. 2010. Vol. 2. P. 1630–1679. Amsterdam: Elsevier; 2010.
[16] Velasquez J. C., Caleyo F., Valor A., Hallen J. M. Predictive model for pitting corrosion in buried oil & gas pipelines. Corrosion. 2009;65(5):332–342.
[17] Kapusta S. D., Pots B. F. M., Rippon I. J. The application of corrosion prediction models to the design and operations of pipelines. Proc. NACE Corrosion/2004 conf.; paper no. 04633. Houston (TX): NACE; 2004.
[18] Schmitt H. G., Bakalli M. Flow assisted corrosion. In: Richardson J. A., et al. (eds.). Shreir’s Corrosion. 2010. Vol. 2. P. 954–987. Amsterdam: Elsevier; 2010.
[19] Selection of pipeline flow and internal corrosion models: NACE Technical Report 21410. Houston (TX): NACE; 2015.
|
|
Товарно-транспортные операции и метрологическое обеспечение |
|
452-457 |
Нормирование потерь нефтепродуктов в системе обеспечения аэропорта авиационным топливом
С. Г. Бажайкин a, Р. Р. Мухаметзянов a, А. В. Степанюгин a
a Научно-технический центр трубопроводного транспорта ООО «НИИ Транснефть» (НТЦ ООО «НИИ Транснефть»), 455055, Россия, Уфа, проспект Октября, 144/3
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-4-452-457
Аннотация: Рассмотрены виды и установлены источники возникновения дополнительных потерь топлива на объектах топливообеспечения аэропортов, не учитываемые нормативами технологических потерь. Определены и классифицированы ненормированные потери: 1) потери из расходных резервуаров при отпуске горюче-смазочных материалов со складов топливозаправочных комплексов; 2) потери при наливе топлива в топливозаправщики; 3) потери в виде микропроливов при отсоединении сливо-наливных устройств после завершения операций слива/налива; 4) потери при дренировании и промывке топливом резервуаров, гидрантной системы, средств заправки и складской инфраструктуры; 5) потери при отборе проб, замере плотности (температуры) в процессе контроля качества топлива; 6) потери при замене фильтров; 7) потери при проведении технического обслуживания и ремонта.
Приведены аналитические зависимости для определения величины топливных потерь при «обратном выдохе» резервуара, наливе в топливозаправщики, микропроливах, дренировании авиатопливом различных систем, сооружений и оборудования. Рассмотрена возможность и целесообразность применения результатов исследований на объектах магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов.
Ключевые слова: авиатопливообеспечение, топливозаправочный комплекс, дополнительные технологические потери, паровоздушная смесь, нефтепродукты.
Для цитирования:
Бажайкин С. Г., Мухаметзянов Р. Р., Степанюгин А. В. Нормирование потерь нефтепродуктов в системе обеспечения аэропорта авиационным топливом // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 4. C. 452–457.
Список литературы:↓
[1] Гарипов Р. М., Семенычева Л. Л., Козлов И. А. Анализ вредных выбросов в атмосферу и расчет необходимости их нормирования на примере топливозаправочного комплекса // Вестник технологического университета. 2017. Т. 20. № 5. С. 132–134.
[2] Константинов Н. Н. Борьба с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов. М. : Гостоптехиздат, 1961. 260 с.
[3] Новоселов В. Ф., Ботыгин В. П., Блинов И. Г. Методика расчета потерь от испарения нефти и нефтепродуктов из наземных резервуаров : учебное пособие. Уфа : Изд-во Уфимского нефтяного института, 1974. 68 с.
[4] Алексеев Т. С. Подсчет потерь нефтепродуктов от испарения // Нефтяное хозяйство. 1955. № 4. С. 72–78.
[5] Борьба с потерями светлых нефтепродуктов / П. В. Валявский [и др.]. Баку : Азнефтеиздат, 1937. 134 с.
[6] Черникин В. И. Сооружение и эксплуатация нефтебаз : учебное пособие для нефтяных вузов. М. : Гостоптехиздат, 1955. 522 с.
[7] Абузова Ф. Ф., Черникин В. И. Потери нефтепродуктов и нефтей от испарения из подземных резервуаров. М. : Недра, 1966. 114 с.
[8] Галеев В. Б. Расчет потерь нефтепродуктов от испарения при наполнении наземных резервуаров // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1969. № 7. С. 22–24.
[9] Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении / Ф. Ф. Абузова [и др.]. М. : Недра, 1981. 248 с.
[10] О потерях нефти и нефтепродуктов при налипании на поверхность при проведении технологического обслуживания и ремонта магистральных трубопроводов / С. Г. Бажайкин [и др.]. Тезисы докладов XIII Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт – 2018». Уфа : Изд-во УГНТУ, 2018. С. 314–315.
|
|
Автоматика, телемеханика и связь |
|
458-466 |
Организация процесса мониторинга уязвимостей программного обеспечения и оборудования АСУТП
Т. В. Хозяинова a, И. А. Шечев a, Д. А. Кобзев b, З. С. Бенгарт a, Э. Г. Кутлубаева a
a Центр промышленной автоматизации – филиал АО «Транснефть – Верхняя Волга», 603950, Россия, Нижний Новгород, Комсомольское шоссе, 4а
b ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, д. 4, стр. 2
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-4-458-466
Аннотация: Современные автоматизированные системы управления технологическим процессом (АСУТП) – это сложные многокомпонентные системы в составе распределенных сетевых инфраструктур. Кибератаки на них способны вызвать масштабные экологические, социальные и экономические последствия. Рассмотрен подход к организации мониторинга уязвимостей программного обеспечения и оборудования АСУТП для объектов организаций системы «Транснефть». Выработанный процесс позволяет: 1) установить состав данных, необходимый для квалифицированного описания уязвимости и принятия решения о способе реагирования на нее; 2) определить способы получения достоверных данных об эксплуатируемом программном обеспечении; 3) сформировать сбалансированный набор источников данных об уязвимостях, позволяющий своевременно получать наиболее полные данные об уязвимостях и осуществлять отслеживание изменений их характеристик; 4) сформулировать правила определения актуальной уязвимости на основании значений ее характеристик, соотнесенных с моделью угроз. При реализации процесса мониторинга была разработана информационная система, позволяющая осуществлять учет уязвимостей и отслеживать изменения их характеристик, формировать сводную отчетность, сопровождать процесс создания технических сервисных бюллетеней информационной безопасности.
Ключевые слова: автоматизированные системы управления технологическим процессом, программное обеспечение, кибератака, уязвимость, информационная система.
Для цитирования:
Организация процесса мониторинга уязвимостей программного обеспечения и оборудования АСУТП / Т. В. Хозяинова [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 4. C. 458–466.
Список литературы:↓
[1] Кибератаки на критическую инфраструктуру – миф или реальность? // Электронный журнал Jet Info. 2017. № 3–4. http://www.jetinfo.ru/stati/kiberataki-na-kriticheskuyuinfrastrukturu-mif-ili-realnost (дата обращения: 27.02.2019).
[2] ICS Security: 2017 in review // Сайт Positive Technologies. https://www.ptsecurity.com/ww-en/analytics/ics-security-2017/ (дата обращения: 27.02.2019).
[3] Данные о жизненном цикле Windows // Служба поддержки Microsoft : сайт. https://support.microsoft.com/ru-ru/help/13853/windows-lifecycle-fact-sheet (дата обращения: 27.02.2019).
[4] NVD website [accessed 2019 February 27]. https://nvd.nist.gov/
[5] Common Vulnerabilities and Exposures website [accessed 2019 March 04]. https://cve.mitre.org/
[6] CVE Numbering Authorities. Common Vulnerabilities and Exposures website [accessed 2019 March 04]. https://cve.mitre.org/cve/cna.html.
[7] Mell P., Scarfone K., Romanosky S. A Complete Guide to the Common Vulnerability Scoring System Version 2.0 [accessed 2019 March 04]. https://ws680.nist.gov/publication/get_pdf.cfm?pub_id=51198.
[8] Common Vulnerability Scoring System v3.0: Specification Document (v1.8). FIRST.org website [accessed 2019 March 04]. https://www.first.org/cvss/v3.0/cvss-v30-specification_v1.9.pdf.
[9] IBM X-Force Exchange website [accessed 2019 March 04]. https://www.ibm.com/security/xforce.
[10] VULDB − The Crowd-Based Vulnerability Database [accessed 2019 March 04]. https://vuldb.com/
[11] Industrial Control Systems. The Cybersecurity and Infrastructure Security Agency website [accessed 2019 March 05]. https://ics-cert.us-cert.gov/
[12] FSTEC’s Data Bank of Information Security Threats [accessed 2019 March 05]. https://bdu.fstec.ru/ (In Russ.)
[13] Vulnerabilities and Threats. Positive Technologies website [accessed 2019 March 05]. https://www.ptsecurity.com/ru-ru/research/threatscape/ (In Russ.)
[14] Vulnerability Database. Cybersecurity Help website [accessed 2019 March 05]. https://www.cybersecurity-help.cz/vdb/
[15] Anti-Malware − Information Security for Professionals: website [accessed 2019 March 05]. https://www.anti-malware.ru. (In Russ.)
[16] SecurityLab.ru: Data Portal [accessed 2019 March 05]. https://www.securitylab.ru/vulnerability/ (In Russ.)
[17] Threatpost − Information Security News: website [accessed 2019 March 05]. https://threatpost.ru/ (In Russ.)
[18] Gregory-Brown B. Securing Industrial Control Systems – 2017. SANS Institute, 2017 [accessed 2019 March 06]. https://www.sans.org/reading-room/whitepapers/ICS/securing-industrial-control-systems-2017-37860.
[19] Davidenko O. N., Badanin D. N., Kobzev D. A. Assessment method for information security threats in industrial control systems (ICS). Nauka i tehnologii truboprovodnogo transporta nefti i nefteproduktov–Science & Technologies: Oil and Oil Products Pipeline Transportation. 2016(4):84−91. (In Russ.)
[20] Industrial Vulnerability Scoring System (IVSS). ICS security R&D projects by Clint Bodungen [accessed 2019 March 06]. http://securingics.com/IVSS/IVSS.html.
[21] OWASP Risk Rating Methodology. OWASP Foundation website [accessed 2019 March 06]. https://www.owasp.org/index.php/OWASP_Risk_Rating_Methodology.
[22] CVSS Scores in Tenable Plugins. Tenable Community website [accessed 2019 March 06]. https://community.tenable.com/s/article/CVSS-Scores-in-Tenable-Plugins.
[23] NVD CVE Json Feed. NIST Computer Security Resource Center website [accessed 2019 March 06]. https://csrc.nist.gov/schema/nvd/feed/1.0/nvd_cve_feed_json_1.0.schema.
|
|
Техническое регулирование (стандартизация, оценка соответствия) |
|
468-477 |
Обзор опыта работы организаций США по оценке соответствия продукции
О. В. Аралов a, В. И. Салыгин b, И. В. Буянов a, И. А. Гулиев b, С. И. Вьюнов a, В. Ю. Тузов a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
b Международный институт энергетической политики и дипломатии МГИМО МИД России, 119454, Россия, Москва, проспект Вернадского, 76
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-4-468-477
Аннотация: Рассмотрены системы оценки соответствия продукции, применяемые в США. Несмотря на наличие международных стандартов в области оценки соответствия продукции, которые действуют на территории США, данным системам присущи особенности, характерные лишь для этой страны. При важной роли государства в системе оценки соответствия в США особое значение имеют негосударственные и некоммерческие организации, обеспечивающие конкуренцию и разнообразие в этой сфере деятельности. В настоящей статье рассказывается о ключевых организациях США, которые проводят оценку соответствия продукции, а также аккредитацию компаний по оценке соответствия продукции, разрабатывают технические стандарты и нормативные документы, а именно: Американский институт национальных стандартов (ANSI), Национальный институт стандартов и технологий (NIST), Американский институт нефти (API), Американское общество инженеров-механиков (ASME). Приведены схемы и структура этих органов.
Также рассмотрена работа компаний – потребителей продукции, по взаимодействию с контрагентами – производителями и поставщиками данной продукции, в том числе с использованием ведущих электронных площадок, таких как ISNetworld и NCMS.
Ключевые слова: система оценки соответствия, система сертификации, реестр основных видов продукции, экспертиза технической документации.
Для цитирования:
Обзор опыта работы организаций США по оценке соответствия продукции / О. В. Аралов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 4. С. 468–477.
Список литературы:↓
[1] Аралов О. В. Отраслевая система оценки соответствия оборудования и материалов, применяемых в ОАО «АК «Транснефть» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 2. Стр. 24–27.
[2] Брославский Л. И. Техническое регулирование и стандартизация качества продукции и безопасности окружающей среды. Законы и реалии России, США и Евросоюза. Монография. М. : Проспект, 1992. 192 с.
[3] Третьяк Л. Н. Отечественный и зарубежный опыт управления качеством : учебное пособие [Электронный ресурс]. Оренбург : Оренбургский государственный университет, 2009. 200 с. https://rucont.ru/efd/193372 (дата обращения: 25.01.2019).
[4] Гулиев И., Пичков О. Регулирование трансграничных трубопроводов. Опыт Северной Америки. Международные процессы. 2017. Т. 15. № 1. С. 169–175.
[5] Гулиев И. А., Литвинюк И. И., Мехдиев Э. Т. Новейшие тенденции мирового рынка сжиженного природного газа: предпосылки расширения экспортного потенциала Австралии, Канады, России и США. SOCAR Proceedings. 2016. № 2. С. 56–66.
[6] ISNetworld : официальный сайт. https://www.isnetworld.com/en/ (дата обращения: 04.03.2019).
[7] NCMS : официальный сайт. https://www.nationalcompliance.com/ (дата обращения: 04.03.2019).
|
