|
Прочность, надежность, долговечность |
608-625 |
Методология управления качеством сложных технических систем на объектах магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов
О. В. Аралов a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-6-608-625
Аннотация: В статье рассмотрены основные положения теории надежности, применяемые для минимизации рисков появления отказов в системе трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Сформированная проблема обеспечения надежности заключается в отсутствии завершенного математического аппарата, обеспечивающего взаимосвязь между организационно-техническими и научно-исследовательскими мероприятиями в процессе обслуживания оборудования и оценкой его соответствия требованиям заказчика. Установлено, что наиболее полно вопрос можно рассмотреть на примере основных фондов и организационных процедур ПАО «Транснефть». Для решения проблемы автором разработан математический аппарат, состоящий из трех методик и семи задач, результатом применения которого является прогнозирование состояния оборудования как на этапе производства, так и на этапе устойчивой эксплуатации (этап износа не рассматривался). В качестве способа взаимосвязи математического аппарата и организационно-технических мероприятий, существующих в корпоративной системе оценки соответствия ПАО «Транснефть», предложен комбинированный алгоритм использования статистической информации, устанавливающий порядок и объем работ по обслуживанию, экспертизе и испытаниям технологических единиц оборудования. В общем виде указанный математический аппарат и алгоритм его использования представляют собой единую методологию управления качеством сложных технических систем на всех интервалах жизненного цикла.
Ключевые слова: надежность оборудования, испытания продукции, управление жизненным циклом, сложные технические системы, математическое прогнозирование, трубопроводный транспорт.
Для цитирования:
Аралов О. В. Методология управления качеством сложных технических систем на объектах магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 6. С. 608–625.
Список литературы:↓
[1] Кокушин Н. Н. Монтаж и ремонт целлюлозно-бумажного оборудования. М. : Экология, 1991. 207 с.
[2] Махутов Н. А. Деформационные критерии разрушения и расчет элементов конструкций на прочность. М. : Машиностроение, 1981. 272 с.
[3] Основные положения разработки методологии оптимизации параметров жизненного цикла технологического оборудования / О. В. Аралов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 6. С. 23–29.
[4] Лисин Ю. В., Фридлянд Я. М., Аралов О. В. Повышение надежности оборудования магистральных нефтепроводов // Стандарты и качество. 2015. № 8. С. 36–40.
[5] Лисин Ю. В., Аралов О. В. Применение метода количества прогнозирования отказов оборудования на примере отраслевой системы оценки соответствия ПАО «Транснефть» // Нефтяное хозяйство. 2017. № 10. С. 106–109.
[6] Аралов О. В. Методология управления качеством оборудования в магистральном трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов : дисс. … докт. техн. наук. Уфа, 2017. 479 с.
[7] Методологические основы управления качеством продукции с применением механизма оценки соответствия в магистральном трубопроводном транспорте / О. В. Аралов [и др.]. СПб. : Недра, 2017. 288 с.
|
|
626-632 |
Анализ прочности, жесткости и плавучести понтонов для вертикальных цилиндрических резервуаров
М. Г. Каравайченко a, А. В. Васильев b, Р. И. Галимзянов b
a Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ), 450062, Россия, Уфа, ул. Космонавтов, 1
b ЗАО «Нефтемонтаждиагностика», 450104, Россия, Уфа, Уфимское шоссе, 13а
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-6-626-632
Аннотация: Предложена модель для проведения расчетов методом конечных элементов полноконтактного (блочного) понтона на жесткость и прочность. Указаны граничные условия, расчетные характеристики материалов и нагрузки (в соответствии с ГОСТ 31385-2016), использованные при построении конечно-элементной модели понтона. Приведены результаты расчетов на прочность, деформированность и плавучесть полноконтактных понтонов Пб-40-0,6; Пб-60-0,6; Пб-60-1,2. Установлено, что понтоны Пб-40-0,6 имеют достаточную прочность, но не способны нести сочетание нагрузок от собственного веса и 0,24 кПа; понтоны Пб-60-0,6 имеют достаточную прочность, плавучесть и допустимые перемещения под нагрузками, регламентированными ГОСТ 31385-2016; понтоны Пб-60-1,2 удовлетворяют нормативным требованиям по прочности, жесткости и плавучести, однако повышенная – до 1,2 мм – толщина настила приводит к увеличению массы и стоимости понтона, при этом не решает проблему коррозии. Предложено в качестве коррозионностойкого материала для настила понтона применять плакированный сплав АМг2АМ либо электропроводный полимерный композиционный материал с температурой эксплуатации –60 … +120 °С, устойчивый к углеводородным средам.
Ключевые слова: резервуар вертикальный стальной, понтон, метод конечных элементов, расчет понтона на прочность, расчет понтона на жесткость, расчет понтона на плавучесть.
Для цитирования:
Каравайченко М. Г., Васильев А. В., Галимзянов Р. И. Анализ прочности, жесткости и плавучести понтонов для вертикальных цилиндрических резервуаров // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 6. С. 626–632.
Список литературы:↓
[1] Каравайченко М. Г., Фатхиев Н. М. Сравнение эффективности поплавковых и полноконтактных понтонов в резервуаре // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2012. № 5. С. 18–21.
[2] Резервуары для нефти и нефтепродуктов. Т. 1. Конструкции и оборудование: учебник для вузов / Ф. М. Мустафин [и др.]. СПб. : Недра, 2010. 480 с.
[3] Гадельшин Р. З., Лукьянова И. Э. Повышение надежности плавающих покрытий резервуаров. Уфа : Изд-во УГНТУ, 1999. 239 с.
[4] Якшибаев И. Н., Лукьянова И. Э., Зарипов М. З. Исследование напряженно-деформированного состояния алюминиевого понтона на основании физического моделирования // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2015. № 3. С. 17–24.
[5] Якшибаев И. Н. Сравнение прочностных характеристик понтонов из алюминиевых сплавов различных несущих конструкций для вертикальных стальных резервуаров // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2014. № 3. С. 19–24.
[6] Рябинин В. П., Лукьянова И. Э., Мустафин Ф. М. Возможности повышения эксплуатационной надежности вертикальных стальных цилиндрических резервуаров с понтонами // Нефтегазовое дело. 2007. Т. 5. № 1. С. 133–140.
[7] Каравайченко М. Г., Бабин Л. А., Усманов Р. М. Резервуары с плавающими крышами. М. : Недра, 1992. 236 с.
[8] Алюминиевые конструкции в резервуаростроении: уч. пособие / В. В. Кравцов [и др.]. Уфа : Изд-во УГНТУ, 2007. 143 с.
|
|
Проектирование, строительство и эксплуатация |
|
633-639 |
Стохастическая модель материального баланса для обнаружения утечек в нефтепроводе
А. М. Чионов a, А. А. Амерханов b, А. В. Кудрицкий a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
b ПАО «Транснефть, 123112, Россия, Москва», Пресненская набережная, 4, стр. 2
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-6-633-639
Аннотация: Рассмотрен базовый алгоритм параметрических систем обнаружения утечек – метод материального баланса. Основное внимание уделено вопросам практического применения: обоснованию критериев принятия решения, исключению ложных срабатываний, определению чувствительности системы обнаружения утечек. Метод материального баланса представляет собой алгоритм последовательного анализа небаланса нефти с целью выявления отклонения небаланса от нуля. Математически постановка задачи заключается в поиске момента смены вероятностных характеристик исследуемого случайного процесса. В данном случае такой характеристикой является математическое ожидание небаланса нефти. Это задача вероятностной диагностики, известная в статистике как change-point problem, или задача о «разладке» временного ряда. В основе разработанной стохастической модели поиска утечек лежит рассмотрение измеренного небаланса нефти на участке трубопровода как стационарного эргодического случайного процесса. Рассмотрена задача о «разладке» этого случайного процесса и предложен способ ее решения с инженерной точки зрения. Разработана методика определения чувствительности алгоритма обнаружения утечек в зависимости от оснащенности технологического участка средствами измерения расхода.
Ключевые слова: разладка случайной последовательности, обнаружение утечек, алгоритм принятия решений, нефтепровод, система контроля режимов, оценка достаточности оснащенности.
Для цитирования:
Чионов А. М., Амерханов А. А., Кудрицкий А. В. Стохастическая модель материального баланса для обнаружения утечек в нефтепроводе // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 6. C. 633–639.
Список литературы:↓
[1] 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.
[2] Гольянов А. А. Анализ методов обнаружений утечек на нефтепроводах // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2002. № 10. С. 5–14.
[3] 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.
[4] Ландау Л. Д., Лифшиц Е. М. Теоретическая физика. В 10 Т. Т. 6. Гидродинамика. М. : Наука, 1986. 736 с.
[5] Трубопроводный транспорт нефти / Под общ. ред. С. М. Вайнштока. М. : Недра-Бизнесцентр, 2004. Т. 2. 621 с.
[6] Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов : справочное пособие / Б. Н. Мастобаев [и др.] ; ред. Ю. В. Лисин. В 2 т. Т. 1. М. : Недра, 2017. 494 с.
[7] Лурье М. В. Повышение безопасности транспортировки нефти и нефтепродуктов путем внедрения непрерывного мониторинга массы жидкости на участках трубопровода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. T. 5. № 7. С. 62–69.
[8] Вентцель Е. С. Теория вероятностей. М. : Наука, 1969. С. 576.
[9] Бродский Б. Е., Дарховский Б. С. Проблемы и методы вероятностной диагностики // Автоматика и телемеханика. 1999. № 8. С. 3–50.
[10] Стохастическая модель идентификации утечек / М. Г. Сухарев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 4. С. 80–84.
[11] Shewart W. The application of statistics as an aid in maintaining quality of a manufactured product // Journal of the American Statistical Association. 1925. Vol. 20. No. 152. P. 546–548.
[12] Васильченко С. Г. Алгоритм обнаружения моментов разладки случайной последовательности // Фундаментальная и прикладная математика. 2002. Т. 8. № 3. С. 655–665.
[13] Дарховский Б. С. Ретроспективное обнаружение «разладки» в некоторых моделях регрессионного типа // Теория вероятности и ее применение. 1995. Т. 40. № 4. C. 898–903.
|
|
640-651 |
Численный метод идентификации гидравлической модели линейной части трубопровода
В. В. Жолобов a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-6-640-651
Аннотация: Введение. В условиях высокой оснащенности измерительными средствами и широких возможностей современной вычислительной техники существующие методики прогнозных расчетов гидравлических параметров при трубопроводной транспортировке представляются излишне приближенными. В связи с этим актуальной является адаптация наиболее точных из имеющихся в научно-технической литературе зависимостей к реальным условиям. По результатам обзора аналитических зависимостей для вычисления потерь на трение в напорных трубопроводах установлена структура зависимости, наиболее точно отражающей опытные данные И. Никурадзе, в которой коэффициент сопротивления λ описывается кусочно-непрерывными соотношениями, приведенными О. М. Айвазяном.
Методы. Осуществляется выбор структурной зависимости коэффициента гидравлического сопротивления, обладающей наиболее высокой степенью к обобщению результатов опыта, которые имеются в научно-технической литературе. Проводится идентификация свободных параметров, входящих в выбранную зависимость для коэффициента гидравлического сопротивления по данным измерения давления.
Результаты. Предложен алгоритм численного расчета, позволяющий путем многократного применения известного метода функций чувствительности и данных измерений давления на линейной части трубопровода восстанавливать значения параметров в структурной зависимости коэффициента сопротивления λ.
Обсуждение. Показана процедура получения расчетной системы обыкновенных дифференциальных уравнений, позволяющих для каждого фиксированного набора опытных данных (давление и расход) определять (или при необходимости корректировать) соответствующие ему параметры в единой структурной зависимости для коэффициента λ. Особенностью предлагаемого алгоритма является отсутствие вложенных циклов.
Выводы. Динамический контроль изменения параметров в коэффициенте λ на основе предлагаемого подхода позволяет повысить точность прогнозного расчета гидравлических параметров перекачки и получить дополнительную информацию о состоянии среды, заполняющей внутреннюю полость трубопровода.
Ключевые слова: коэффициент гидравлического сопротивления, функция чувствительности, средне-квадратичное отклонение, минимизация функционала.
Для цитирования:
Жолобов В. В. Численный метод идентификации гидравлической модели линейной части трубопровода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 6. С. 640–651.
Список литературы:↓
[1] Лойцянский Л. Г. Механика жидкости и газа. М. : Наука, 1970. 904 с.
[2] Рейнольдс О. Динамическая теория движения несжимаемой вязкой жидкости и определение критерия. В сб. : Проблемы турбулентности. М.–Л. : Изд-во ОНТИ НКТП, 1936. С. 185–227.
[3] Прандтль Л. Гидроаэромеханика. Ижевск : Регулярная и хаотическая динамика, 2002. 572 c.
[4] Никурадзе И. Закономерности турбулентного движения в гладких трубах. В сб. : Проблемы турбулентности. М.–Л. : Изд-во ОНТИ НКТП СССР, 1936. С. 75–150.
[5] Nikuradse J. Stromungsgesetze in rauchen Rohren // Forschung auf dem Gebiete des Ingenieurwesens. 1933. № 391. P. 1–22.
[6] Гончаров В. Н. Равномерный турбулентный поток. М.–Л. : Госэнергоиздат, 1952. 145 с.
[7] Гришанин К. В. Динамика русловых потоков. Л. : Гидрометеоиздат, 1979. 312 с.
[8] Айвазян О. М. Основы гидравлики равномерных течений. М. : Институт компьютерных исследований ; Ижевск : Регулярная и хаотическая динамика, 2006. 152 с.
[9] Millikan C. B. A critical discussion of the turbulent flows in channels and circular tubes // Proceedings of the 5th Int. Congress for Applied Mechanics. Cambridge (Massachusetts, USA), September 12–26, 1938. P. 386–392.
[10] Хинце И. О. Турбулентность, ее механизм и теория. М. : Физматгиз, 1963. 680 с.
[11] Саткевич А. А. Теоретические основы гидроаэродинамики. Ч. 2. Динамика жидких тел. М.–Л. : ОНТИ НКТП СССР, 1934. 467 с.
[12] Prandtl L. Neuere ergebnisse der turbulenzforschung // Zeitschrift des Vereines Deutscher Ingenieure. 1933. Nr 77. S. 105–114.
[13] Coles D. The law of the wake in turbulent boundary layers // J. Fluid. Mech. 1956. Vol. 1. No. 2. P. 191–226.
[14] Clauzer F. H. The turbulent boundary layer // Advances Appl. Mech. 1956. Vol. 4. P. 1–51.
[15] Zanoun E.-S., Durst F., Nagib H. Scaling laws for turbulent channel and pipe flows over a wide range of Reynolds numbers //Proc. of the 4th Int. Conf. on Heat Transfer, Fluid Mechanics and Thermodynamics. Cairo, Egypt, September 19–22, 2005. Paper No. ZF2.
[16] Брянская Ю. В. Течение в пристеночном слое и за его пределами (в трубе, канале и пограничном слое) // Вестник МГСУ. 2010. № 2–4. С. 60–65.
[17] Боровков В. С., Волшаник В. В., Рылова И. А. Характерные особенности распределения скоростей в турбулентном потоке // Вестник МГСУ. 2015. № 6. С. 103–109.
[18] Barenblatt G. I., Prostokishin V. M. Scaling laws for fully developed turbulent shear flows. Part 2. Processing of experimental data // Journal Fluid Mech. 1993. No. 248. P. 521–529.
[19] Barenblatt G. I., Chorin A. J., Prostokishin V. M. Self-similar intermediate structures in turbulent boundary layers at large Reynolds numbers // Journal Fluid Mech. 2000. No. 410. P. 263–283.
[20] Высоцкий Л. И. Краткий обзор достижений в решении проблемы распределения осредненных скоростей в канонических течениях жидкости // Научное обозрение. Технические науки. 2017. № 1. С. 36–58.
[21] Buschmann M. H., Gad-el-Hak M. Turbulent boundary layers: reality and myth // Int. Journal of Computing Science and Mathematics. 2007. Vol. 1. Issue 2–4. P. 159–176.
[22] Experimental investigation of the log-law for an averse pressure gradient turbulent boundary layer flow at Reθ=10000 / T. Knopp [et al.] // Flow, Turbulence and Combustion. 2014. Vol. 92. P. 451–471.
[23] George W. K. Is there a universal log law for turbulent wall-bounded flows? // Philosophical Transactions of the Royal Society A: Mathematical, Physical and Engineering Sciences. 2007. No. 365. P. 789–806.
[24] Байков В. Н. Универсальное распределение скоростей в водных потоках при различных режимах гидравлического сопротивления // Вестник МГСУ. 2009. № 4. С. 19–22.
[25] Брянская Ю. В. Уточнение кинематических характеристик турбулентного течения // Инженерно-строительный журнал. 2013. № 6. С. 31–38.
[26] Лобанов И. Е. Теория гидравлического сопротивления в прямых круглых трубах с шероховатыми стенками // Отраслевые аспекты технических наук. 2012. № 4. С. 4–13.
[27] Янышев Д. С. Применение функции Ламберта в теории турбулентного трения // Труды МАИ: электронный журнал. 2015. Вып. 50. http://trudymai.ru/upload/iblock/98a/primenenie-funktsii-lamberta-v-teorii-turbulentnogo-treniya.pdf?lang=ru&issue=50 (дата обращения: 07.02.2019).
[28] Кондратьев А. С., Ньа Т. Л., Швыдько П. П. Обобщение формулы Колбрука – Уайта на течения жидкости в трубе с произвольной песочной шероховатостью стенки // Фундаментальные исследования. 2017. № 1. С. 74–78.
[29] Кондратьев А. С., Ньа Т. Л., Швыдько П. П. Инженерный метод расчета коэффициента гидравлического сопротивления и профиля скорости при произвольной песочной шероховатости стенки трубы // Гидравлика: электронный научный журнал. 2016. № 2.
[30] Мингалев И. В., Мингалев О. В., Мингалев В. С. Обобщенная ньютоновская реологическая модель для ламинарных и турбулентных течений // Математическое моделирование. 1999. Т. 11. № 11. С. 39–63.
[31] Wilcox D. C. Turbulence Modeling for CFD. La Canada, California : DWC Industries Inc., 1998. 540 p.
[32] Павловский В. А. Об одной феноменологической альтернативе гипотезе длины пути перемешивания // Модели механики сплошной среды : сборник. Физическая механика. Вып. 7 / под ред. Б. В. Филиппова. СПб. : Изд-во С.-Петерб. ун-та, 1998. С. 21–35.
[33] Чистов А. Л. Единая ламинарно-турбулентная дифференциальная модель для течений вязкой несжимаемой жидкости // Вестник СПбГУ. Сер. 10. 2008. Вып. 4. С. 103–106.
[34] Павловский В. А. Различные формы трансформаций уравнений Навье–Стокса // Проблемы экономии топливно-энергетических ресурсов на промпредприятиях и ТЭС : межвузовский сборник научных трудов. СПб. : СПбГТУРП, 2007. С. 5–11.
[35] Павловский В. А. О расчете пульсационных характеристик турбулентных потоков // Журнал прикладной механики и технической физики. 1988. № 3. С. 114–122.
[36] Павловский В. А. Приложения единой феноменологической ламинарно-турбулентной модели для расчета неизотермических течений жидкости в трубах // Материалы НТК «Кораблестроительное образование и наука». СПб. : СПбГМТУ, 2003. С. 33–37.
[37] Павловский В. А., Шестов К. В. Применение f-модели турбулентности для расчета внутренних задач гидродинамики и тепломассообмена // Актуальные проблемы морской энергетики : материалы третьей Всероссийской межотраслевой НТК. СПб. : Изд-во СПбМТУ, 2014. 181 с.
[38] Dupuit J. Traite theorique et pratique de la conduite et de la distribution des eaux. Paris : Carilian-Goeury et Dalmont, 1854.
[39] Darcy H. Recherches Experimentales Relatives au Mouvement de l’Eau dans les Tuyaux. Paris : Mallet-Bachelier, 1857. 268 p.
[40] Darcy H. P. G., Bazin H. Recherches Hydrauliques. 1ère et 2ème parties. Paris : Imprimerie Impériales, 1865.
[41] Du Buat P. L. G. Principes d’hydraulique et de pyrodynamique. 3e édition révisée en 3 vol. Paris : Firmin Didot, 1816.
[42] Бахметев Б. А. О равномерном движении жидкости в каналах и трубах. Л. : Кубуч, 1929. 244 с.
[43] Biel R. Über den Druckhöhenverlust bei der Fortleitung tropfbarer und gasförmiger Flüssigkeiten. Mitteilungen über Forschungsarbeiten auf dem Gebiete des Ingenieurwesens. Heft 44. Berlin : Springer Verlag, 1907.
[44] Идельчик И. Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям / под ред. О. М. Штейнберга. 3-е изд., перераб., доп. М. : Машиностроение, 1992. 672 с.
[45] Черникин А. В. Обобщенная формула для коэффициента гидравлического сопротивления трубопроводов // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 1997. № 4–5. С. 20–22.
[46] Черникин В. А., Черникин А. В. Обобщенная формула для расчета коэффициента гидравлического сопротивления магистральных трубопроводов для светлых нефтепродуктов и маловязких нефтей // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. № 4. С. 64–66.
[47] Черникин А. В. О гидравлическом расчете трубопроводов по формуле Л. С. Лейбензона // Нефтяное хозяйство. 1996. № 4. С. 65–66.
[48] Черникин А. В. Об определении потерь напора в трубопроводах по обобщенной формуле // Наука и технология углеводородов. 1999. № 4. С. 13–15.
[49] Морозова Н. В., Коршак А. А. О границах зон трения при гидравлическом расчете нефте- и нефтепродуктопроводов // Нефтегазовое дело. 2007. Т. 5. № 1. С. 120–125.
[50] Черникин А. В., Талипов Р. Ф. Об использовании уравнения Кольбрука при гидравлическом расчете трубопроводов по обобщенной формуле // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2010. № 4. С. 14–16.
[51] Селезнев В. Е., Алешин В. В., Прялов С. Н. Математическое моделирование трубопроводных сетей и систем каналов: методы, модели и алгоритмы / под ред. В. Е. Селезнева. М. : МАКС Пресс, 2007. 695 с.
[52] Воеводин А. Ф., Никифоровская В. С. Численный метод решения некоторых обратных задач гидравлики // Водные ресурсы. 1981. № 3. С. 114–118.
[53] О тестировании алгоритмов обнаружения утечек на основе функций чувствительности / Д. В. Бондарь [и др.] // Сетевое издание «Нефтегазовое дело». 2018. № 4. С. 194–233.
|
|
652-659 |
Устойчивые к деструкции агенты снижения гидродинамического сопротивления углеводородных жидкостей
Г. В. Несын a, М. И. Валиев a, М. М. Гареев b
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
b Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ), 450062, Россия, Уфа, ул. Космонавтов, 1
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-6-652-659
Аннотация: Рассматриваются агенты снижения гидродинамического сопротивления, способные восстанавливать активную структуру после воздействия критических сдвиговых напряжений при прохождении нефти через магистральный насос. В этих условиях происходит разрыв ковалентных связей, и классические полимерные присадки вследствие деструкции макромолекул необратимо теряют способность к снижению сопротивления. В то же время линейные мицеллы поверхностно-активных веществ и супрамолекулы, где мономерные единицы связаны между собой слабыми взаимодействиями (ван-дер-ваальсовыми, кулоновскими, водородными связями), способны восстанавливать свою активную форму после снятия критических сдвиговых напряжений: происходит самосборка агентов снижения сопротивления.
Самовосстановление мицелл в нефти протекает медленно, иногда в течение суток и более, что можно объяснить тем, что в ее состав входят соединения различной полярности, которые сами могут участвовать во взаимодействиях с мономерными единицами, препятствуя их упорядоченному построению. Более перспективны в этом плане линейные супрамолекулы, где мономерные единицы соединены более прочными комплементарными связями, то есть имеют пространственное соответствие. Такие мономеры чаще всего соединяются по типу «голова к хвосту». Могут существовать гибридные структуры, где короткие полимерные отрезки соединены друг с другом комплементарными мостиками, образуя структуру типа «лестница». И те и другие способны обратимо восстанавливать структуру после разрушения.
Присадки, способные к самосборке, могут сохранять эффективность по всей длине трубопровода, восстанавливая свою структуру после каждой насосной станции.
Ключевые слова: деструкция макромолекул, критические сдвиговые напряжения, нитевидные мицеллы, самосборка, супрамолекулы, комплементарные мономеры, водородные связи, ван-дер-ваальсовы взаимодействия, кулоновские взаимодействия.
Для цитирования:
Несын Г. В., Валиев М. И., Гареев М. М. Устойчивые к деструкции агенты снижения гидродинамического сопротивления углеводородных жидкостей // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 6. С. 652–659.
Список литературы:↓
[1] Brostow W., Hagg Lobland H. E., Reddy T., Singh R. P., White L. Lowering mechanical degradation of drag reducers in turbulent flow / W. Brostow [et al.] // Journal of Materials Research. 2007. Vol. 22. No. 1. P. 56–60.
[2] Agarwal U. S., Mashelkar R. A. On the stability of grafted polymer molecules in elongational flow // Journal of Non-Newtonian Fluid Mechanics. 1994. Vol. 54. P. 1–10.
[3] Mysels K. I. Flow of thickened fluids : USА Patent. No. 2492173 : application filed 12.06.1946 ; published 27.12.1949.
[4] Dodge D. W., Metzner A. B. Turbulent flow of non-Newtonian systems // AIChE Journal. 1959. Vol. 5. No. 2. P. 189–204.
[5] Shaver R. G., Merrill E. W. Turbulent flow of pseudoplastic polymer solution in straight cylindrical tubes // AIChE Journal. 1959. Vol. 5. No. 2. P. 181–188.
[6] Zakin J. L., Zhang Y., Ge W. Drag reduction by surfactant giant micelles. In: Zana R., Kaler E. W., editors. Giant Micelles: Properties and Applications. Boca Raton (Fl): CRC Press; 2007. P. 473–492.
[7] Sabadini E., Francisco K. R., Bouteiller L. Bis-Urea-Based Supramolecular Polymer: The First Self-Assembled Drag Reducer for Hydrocarbon Solvents. Langmuir. 2010. Vol. 26. No. 3. P. 1482–1486.
[8] Malik S., Mashelkar R. A. Hydrogen bonding mediated shear stable clusters as drag reducers // Chemical Engineering Science. 1995. Vol. 50. No. 1. P. 105–116.
[9] Несын Г. В. Получение высокомолекулярных добавок, увеличивающих пропускную способность нефтепроводов : дисс. … докт. хим. наук. Казань, 2007.
[10] Enhanced drag reduction via interpolymer association / R. M. Kowalik [et al.] // Journal of Non-Newtonian Fluid Mechanics. 1987. Vol. 24. Issue 1. P. 1–10.
|
|
660-665 |
Комплексный метод определения площади живого сечения сквозного повреждения подводного трубопровода в футляре
Э. И. Гусейнли a, Р. А. Эминов b, А. Э. Ибрагимова b
a Азербайджанский научно-исследовательский институт водных проблем, AZ1012, Азербайджанская Республика, Баку, Московский проспект, 69а
b Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, АZ1010, Азербайджанская Республика, Баку, проспект Азадлыг, 20
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-6-660-665
Аннотация: Переходы через водные преграды являются наиболее уязвимыми участками магистральных трубопроводов. Проложенные под водой трубы подвергаются повышенному динамическому воздействию донных течений, донных наносов, искусственных грунтов балластных отсыпок, агрессивному воздействию водной среды. Диагностика трубопровода, проложенного в футляре, традиционными методами неразрушающего контроля осложняется тем, что материал, из которого сделана защитная конструкция, ослабляет зондирующие волны и сигналы с места повреждения стенки трубы. Авторами предложен комплексный подход, при котором основные показатели для вычисления площади сквозного дефекта определяются с помощью разных методов: 1) расстояние до точки появления повреждения – с помощью пьезоэлементов, размещенных с определенным шагом на межтрубном пространстве; 2) давление в точке повреждения – классическими методами расчета с учетом результатов измерения давления в трубе при известном объеме утечек. Получена формула для вычисления площади живого сечения сквозного повреждения стенки трубопровода, проложенного в футляре.
Ключевые слова: трубопровод, сквозное повреждение, пьезоэлемент, трубопровод в футляре, давление, межтрубное пространство, подводный переход.
Для цитирования:
Гусейнли Э. И., Эминов Р. А., Ибрагимова А. Э. Комплексный метод определения площади живого сечения сквозного повреждения подводного трубопровода в футляре // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 6. C. 660–665.
Список литературы:↓
[1] Шалай В. В., Васильев М. М., Шумарков К. А. Анализ технического состояния объектов линейной части магистральных нефтепроводов, определение оптимальных способов поддержания объектов линейной части в нормативном состоянии // Омский научный вестник. 2004. № 1. С. 196–199.
[2] Чупин В. Р., Душин А. С., Чупин Р. В. Определение мест повреждений, утечек и несанкционированных отборов воды из системы водоснабжения // Вестник ИрГТУ. 2012. № 5. С. 89–96.
[3] Рыбинский C. А. Магистральные нефтепроводы // PROOFOIL.RU : Профессионально о нефти. http://proofoil.ru/Oilpipeline/leaksearch.html (дата обращения: 01.04.2019).
[4] Метод определения места утечки подводного трубопровода с футляром и места негерметичности футляра / Р. Г. Султанов [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 4. С. 93–101.
[5] Никифоров В., Климашин В., Сафронов А. Биморфные пьезоэлектрические элементы: актюаторы и датчики // Компоненты и технологии. 2003. № 4. С. 46–48.
|
|
666-674 |
Развитие технологии полевых измерений геометрических параметров сооружений башенного типа
Л. Ю. Могильнер a, Е. Ю. Сергеевцев a, Р. Р. Ахмадуллин a, Р. А. Бадретдинов a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-6-666-674
Аннотация: Представлены усовершенствованные методики полевых измерений геометрических параметров сооружений башенного типа в условиях эксплуатации объектов магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов. Отмечено, что контроль отклонений от вертикали и кренов башен осложнен тем, что в зависимости от конструкции опоры ось сооружения либо недоступна для наблюдения (у опор с кольцевым круглым сечением), либо должна быть построена по результатам обмера видимых элементов конструкции решетчатых опор. Для этих условий описаны методические приемы, позволяющие определять положение оси ствола сооружения по косвенным измерениям. Для магистральных трубопроводов характерно применение сооружений башенного типа высотой 20–90 м. Для этих высот приведены результаты оценки оптимального расстояния между контролируемой опорой башни и измерительным прибором. Определен порядок измерения высоты молниеприемников и расстояния между молниеотводами и защищаемыми объектами. Разработанные подходы позволяют проводить измерение высотных отметок с погрешностью не более 0,1 м и контроль отклонений от вертикали с погрешностью не более 0,001 от номинального значения высоты контролируемого уровня. Изложенные рекомендации могут использоваться при обследовании сооружений башенного и мачтового типа на объектах трубопроводного транспорта любого назначения.
Ключевые слова: сооружения башенного типа, геометрические параметры, точность измерений, методика измерений.
Для цитирования:
Развитие технологии полевых измерений геометрических параметров сооружений башенного типа / Л. Ю. Могильнер [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 6. С. 666–674.
Список литературы:↓
[1] О необходимых мерах по обеспечению безопасной эксплуатации трубопроводного транспорта средствами неразрушающего контроля / В. Е. Щербинин [и др.] // Дефектоскопия. 2011. № 12. С. 77–90.
[2] Лурье М. В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов : справочно-информационное пособие. М. : ООО «Транснефть–Медиа», 2016. 118 с.
[3] Анализ повреждений и износа строительных конструкций зданий на объектах магистральных трубопроводов / Н. Н. Скуридин [и др.] // Безопасность труда в промышленности. 2018. № 7. С. 29–34.
[4] Основы технической диагностики трубопроводных систем нефти и газа : учеб. для вузов / А. М. Шаммазов [и др.]. СПб. : Недра, 2009. 512 с.
[5] Лисин Ю. В., Сощенко А. Е. Технологии магистрального нефтепроводного транспорта России. СПб. : Недра, 2013. 421 с.
[6] Гиллер Г. А., Могильнер Л. Ю. Контроль качества и диагностика магистральных трубопроводов // В мире неразрушающего контроля. 2001. № 1. С. 4–9.
[7] Тюренков С. Н., Ланзони Дж. Зарубежный опыт молниезащиты объектов нефтегазовой отрасли // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. № 2. С. 99–103.
[8] Обследование систем молниезащиты и заземления пожаро- и взрывоопасных объектов: совершенствование технологии / А. Ф. Копысов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 1. С. 84–91.
[9] Базелян Э. М., Нерсесян С. В., Туктаров А. Ж. Молниезащита предприятий по переработке и транспорту углеводородного топлива // Известия академии наук. Энергетика. № 5. 2010. C. 114–124.
[10] Khuzyaganiev I. A., Trusov K. A., Mogilner L. Y. Standartisation of lightning protection in oil and oil products pipeline transport : proceedings of the 34th International Conference on Lightning Protection – ICLP 2018 conference proceedings. 2018.
[11] Черкасов В. Н. Защита взрывоопасных сооружений от молнии и статического электричества. 3-е изд., перераб. и доп. М. : Стройиздат. 1984. 80 с.
[12] Новицкий П. В., Зограф И. А. Оценка погрешности результатов измерений. Л. : Энергоатомиздат, 1985. 248 с.
[13] Руководство по определению кренов инженерных сооружений башенного типа геодезическими методами. М. : Стройиздат, 1981. 56 с. http://www.docstroika.ru/textstroika/stroika_2060.htm (дата обращения: 29.01.2019).
|
|
Сварка |
|
675-681 |
Применение автоматических установок для сварки трубопроводов обвязки насосных агрегатов
A. A. Братусь a, А. А. Юшин b, А. В. Судник b, Н. Г. Гончаров b
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-6-675-681
Аннотация: Рассмотрены вопросы применения автоматических и роботизированных установок для сварки технологических трубопроводов обвязки насосных агрегатов диаметром от 27 до 89 мм из сталей аустенитного класса. Обобщен отечественный и зарубежный опыт сварки труб малого диаметра с помощью автоматических установок в заводских условиях. Отмечена эффективность применения автоматических систем, по сравнению с технологией ручной дуговой сварки, в части снижения дефектов сварных соединений, повышения стабильности и повторяемости результатов сварки, уменьшения влияния человеческого фактора. Рассмотрены варианты оптимизации элементов трубопроводной обвязки, и даны рекомендации по целесообразности их применения. Установлено, что сокращения количества сварных соединений технологических трубопроводов обвязки насосов можно достичь путем оптимизации номенклатуры свариваемых элементов (тройников, труб и т. д.), а также укрупнением элементов трубопроводной обвязки, что позволит изготавливать их на трубогибочном оборудовании. Данные мероприятия позволяют уменьшить количество сварных соединений на 14 %. Внедрение автоматических установок позволит повысить качество сварных соединений, снизить объемы работ за счет оптимизации свариваемых конструкций, сократить длительность производственного цикла, затраты трудовых и энергетических ресурсов. Согласно проведенным исследованиям установлена целесообразность применения для сварки трубопроводов обвязки насосных агрегатов из труб малого диаметра сварочных автоматов с вращателем, орбитальных сварочных головок открытого и закрытого типов.
Ключевые слова: сварной шов, магистральный трубопровод, сварка, сварной стык, насосный агрегат, трубопровод обвязки, автоматическая установка для сварки, роботизированная установка для сварки.
Для цитирования:
Применение автоматических установок для сварки трубопроводов обвязки насосных агрегатов / А. А. Братусь [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 6. C. 675–681.
Список литературы:↓
[1] Гладков Э. А., Бродягин В. Н., Перковский Р. А. Автоматизация сварочных процессов. М. : МГТУ им. Н. Э. Баумана, 2014. 421 с.
[2] Вышемирский Е. М. Состояние сварочного производства ПАО «Газпром». Основные направления развития // Территория Нефтегаз. 2015. № 8. С. 55–63.
[3] Мазур А. А., Маковецкая O. K., Пустовойт С. В. Автоматизация и роботизация в сварочном производстве: состояние и тенденции развития // Журнал «Сварщик». 2017. № 4. C. 24–30.
[4] Ежеленко В. Промышленная робототехника в России. Краткий обзор роботизации, проблем и перспектив внедрения промышленных роботов на отечественных предприятиях // Умное производство. 2012. № 4 (20). C. 31–36.
[5] Тихомиров В. Роботизация сварочного производства // Трамплин к успеху. 2015. № 4. C. 24–25.
[6] 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.
[7] Гончаров Н. Г., Колесников О. И., Юшин А. А. Особенности технологии сварки труб из высокопрочных сталей // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 6. С. 54–59.
[8] Гончаров Н. Г., Нестеров Г. В., Юшин А. А. Технология сварки кольцевых стыков магистральных трубопроводов из труб класса прочности К56 при низких температурах окружающей среды // Безопасность Труда в Промышленности. 2018. № 8. С. 42–47.
[9] Баженов В. В. Оценка технического состояния и остаточного ресурса насосных агрегатов в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов : дисс. … канд. техн. наук. Уфа, 2004. 135 c.
[10] Трубопроводный транспорт нефти и газа : учеб. Для вузов / Р. А. Алиев [и др.]. М. : Недра, 1988. 368 с.
[11] Зайнуллин Р. С., Гумеров А. Г. Повышение ресурса нефтепроводов. М. : Недра, 2000. 494 с.
[12] Новоселов В. Ф. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Уфа : Изд-во Уфимск. нефт. ин-та, 1982. 88 с.
[13] Гумеров А. Г., Гумеров Р. С., Акбердин A. M. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций. М. : Недра-Бизнесцентр, 2001. 475 с.
[14] Гумеров А. Г., Зайнуллин Р. С. Безопасность нефтепроводов. М. : Недра-Бизнесцентр, 2000. 310 с.
[15] Гумеров А. Г., Колпаков Л. Г., Бажайкин С. Г., Векштейн М. Г. Центробежные насосы в системах сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти. М. : Недра, 1999. 295 с.
[16] Cервис. Технологии. Автоматизация. Механизация (СТАМ) : сайт. http://stamwelding.ru/kompleks-oka (дата обращения: 14.10.2018).
[17] Научно-производственное предприятие «Технотрон» : сайт. http://технотрон.рф/ru/produkt/tt-598/ (дата обращения: 10.10.2018).
[18] FANUC Servo Positioners : сайт. https://www.fanuc.eu/ru/en/robots/accessories/robot-motion/positioners (дата обращения: 10.10.2018).
|
|
Энергетика и электрооборудование |
|
683-691 |
Повышение энергоэффективности работы трубопровода, оборудованного частотно-регулируемым приводом, в условиях неполной загрузки
П. А. Ревель-Муроз a, Г. Н. Матвеев b, Л. М. Беккер b, К. Ю. Штукатуров b
a ПАО «Транснефть», Пресненская набережная, 4, 123112, Россия, Москва, стр. 2
b АО «Институт по проектированию магистральных трубопроводов» (АО «Гипротрубопровод»), 119334, Москва, Россия, ул. Вавилова, 24, корп. 1
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-6-683-691
Аннотация: Рассматривается возможность уменьшения энергозатрат при работе магистрального трубопровода в условиях неполной загрузки путем включения дополнительных насосных агрегатов со снижением частоты оборотов роторов при помощи частотно-регулируемого привода. При этих условиях рабочая точка насосов (подача, напор) приближается к номинальной подаче, что увеличивает КПД насосов и приводит к уменьшению потребляемой мощности и электроэнергии на перекачку. В статье приведены сравнительные расчеты режимов работы участка магистрального трубопровода с заданной производительностью перекачки 35 млн т/год (60 % от проектной загрузки) при включении одного, двух и трех магистральных насосов (МНА), оборудованных частотно-регулируемым приводом. Расчет мощности, потребляемой на перекачку, выполнен с учетом зависимости КПД частотно-регулируемого привода и КПД электродвигателя от нагрузки и частоты вращения электродвигателя. По результатам расчетов определена величина экономии электроэнергии при включении в работу дополнительных насосных агрегатов. Установлено, что при включении второго МНА экономия электроэнергии на перекачку составила 3,7 % по сравнению с режимом при одном работающем насосе. Однако при включении третьего насоса данный показатель составляет 1,9 % – уменьшение объясняется снижением КПД электродвигателя и КПД частотно-регулируемого привода в условиях неполной загрузки.
Ключевые слова: повышение энергоэффективности, магистральный трубопровод, частотно-регулируемый привод, снижение энергозатрат, магистральный насосный агрегат, нефтеперекачивающая станция.
Для цитирования:
Повышение энергоэффективности работы трубопровода, оборудованного частотно-регулируемым приводом, в условиях неполной загрузки / П. А. Ревель-Муроз [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 6. С. 683–691.
Список литературы:↓
[1] Михайлов А. В. Эффективность применения различных типов насосных агрегатов в условиях снижения производительности магистральных нефтепроводов : автореф. дис. … канд. техн. наук. Уфа : Изд-во УГНТУ, 1999. 24 с.
[2] Центробежные насосы в системах сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти / А. Г. Гумеров [и др.]. Москва : Недра, 1999. 295 c.
[3] Губин В. Е., Губин В. В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Москва : Недра, 1982. 296 с.
[4] Михайлов Д. А., Гольянов А. И. О распределении напора насосных перекачивающих станций, оборудованных насосными агрегатами с частотно-регулируемым приводом // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. № 1. 2011. С. 6–8.
|
|
692-699 |
Результаты испытаний натяжных зажимов, применяемых на вдольтрассовых воздушных линиях электропередачи
А. А. Немцев a, А. В. Ефимов b, Г. В. Мосолов b
a ПАО «Транснефть», Пресненская набережная, 4, 123112, Россия, Москва, стр. 2
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-6-692-699
Аннотация: Анализ причин нарушений работоспособности воздушных линий электропередачи показывает, что натяжные зажимы (в составе линейной арматуры) являются одними из наиболее надежных элементов, а основную проблему представляют различные разрушения проводов. Представлены результаты сравнительных испытаний натяжных зажимов следующих типов: болтовой зажим НБ-2-6, заклинивающийся зажим НЗ-2-7, клиновой зажим НК-1-1, спиральный зажим НС-15,2-02.
Испытания механическими воздействиями образцов зажимов НБ-2-6, НЗ-2-7 и НС-15,2-02 проводились по следующим критериям: проверка условий монтажа, проверка затягиванием болтовых соединений (при наличии), механические испытания на прочность заделки провода в зажиме, механические испытания на прочность зажимов, механические испытания на прочность при воздействии эоловой вибрации. При проверке прочности заделки провода в образце НЗ-2-7 было зафиксировано проскальзывание и разрушение верхнего повива провода при достижении нагрузки, равной 62 % от нормативного значения. При проверке устойчивости к воздействию эоловой вибрации в образце болтового зажима НБ-2-6 зафиксировано разрушение верхнего повива провода при значении 3·107 циклов колебаний (при нормативном значении 108 циклов). Остальные образцы зажимов успешно прошли механические испытания.
Для оценки влияния ферромагнитных свойств материала на потери энергии при перемагничивании зажима были рассмотрены зажимы НБ-2-6, НЗ-2-7, НС-15,2-02, а также клиновой зажим НК-1-1. Установлено, что потери энергии на перемагничивание спирального зажима НС-15,2-02 более чем вдвое превышают аналогичный показатель для зажима НЗ-2-7 и почти втрое – для зажима НБ-2-6, при этом сопоставимы с потерями энергии при перемагничивании зажима НК-1-1.
Даны рекомендации для снижения рисков нарушения работоспособности воздушных линий электропередачи с учетом использования различных типов натяжных зажимов.
Ключевые слова: воздушная линия электропередачи, линейная арматура воздушных линий электропередачи, натяжной зажим, крепление провода, испытания линейной арматуры воздушных линий электропередачи.
Для цитирования:
Немцев А. А., Ефимов А. В., Мосолов Г. В. Результаты испытаний натяжных зажимов, применяемых на вдольтрассовых воздушных линиях электропередачи // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 6. C. 692–699.
Список литературы:↓
[1] Павленко С. В., Силин Н. В., Игнатьев Н. И. Применение прогрессивных методов диагностики высоковольтного энергетического оборудования // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 1. С. 92–101.
[2] Александров А., Сазонов В. Современные методы диагностики. Дистанционная локация мест возникновения дефектов в изоляции высоковольтного оборудования подстанции // Электроэнергия. Передача и распределение. 2016. Специальный выпуск № 1. С. 34–37.
[3] Ефимов Е. Н., Тимашова Л. В., Ясинская Н. В. Причины и характер повреждаемости компонентов воздушных линий электропередачи напряжением 110–750 кВ в 1997–2007 гг. // Энергия единой сети. 2012. № 5. С. 32–41.
[4] Арматура и изоляторы для воздушных линий электропередачи : отраслевой каталог. М. : Информэнерго, 2001. 225 с.
[5] Колосов В. Г., Рыжов С. В., Тищенко А. В. Особенности конструкций и применения современной арматуры для анкерного крепления проводов, грозозащитных тросов и оптических кабелей // Воздушные линии. 2014. № 1. С. 59–67.
[6] Жуков Б. М., Захаров А. П. Спиральная арматура. Преимущества и недостатки // RusCable.ru. Энергетика. Электротехника. Связь. https://www.ruscable.ru/article/spiralnaya_armatura_preimuschestva_i_nedostatki/ (дата обращения: 24.03.2019).
[7] Ким Е. Д., Жуков Б. М. Оценка влияния спиральных зажимов на тепловое состояние провода // RusCable.ru. Энергетика. Электротехника. Связь. https://www.ruscable.ru/article/otsenka_vliyaniya_spiralnyh_zazhimov (дата обращения: 24.03.2019).
|
|
Экология |
|
700-708 |
Концептуальное исследование задач разработки метода ликвидации разливов нефти в ледовых морях с помощью тонкодисперсных твердых частиц
А. В. Сальников a, М. А. Трошин b, А. В. Николаева b
a Ухтинский государственный технический университет, 169300, Россия, Ухта, ул. Первомайская, 13
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-6-700-708
Аннотация: Одним из перспективных направлений в развитии экологичных методов ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов в ледовых морях на сегодняшний день является применение диспергентов на основе тонкодисперсных твердых частиц, позволяющих создать устойчивую эмульсию Пикеринга для диспергирования разлитого пятна в толщу воды с последующей ускоренной биодеградацией. Развитие данного метода сдерживается отсутствием научно обоснованных требований к рецептуре таких диспергентов, оценке их эффективности, а также к технологии проведения работ по ликвидации аварийного разлива, особенно в условиях низких температур и при наличии льда. Авторами статьи на основе анализа мирового опыта по применению тонкодисперсных твердых частиц и теории стабилизации эмульсий Пикеринга предложена трехуровневая схема концептуальной проработки целей при разработке метода ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов в ледовых морях, содержащая общую, уточненную и детализированную концепции. При детализации концепции в работе сформулированы проблемные задачи как для разработки рецептуры диспергентов на основе тонкодисперсных твердых частиц, так и для разработки технологии применения таких диспергентов в условиях ледовых морей.
Ключевые слова: ликвидация разлива нефти, ледовые моря, нефтеминеральная агрегация, тонкодисперсные твердые частицы, диспергенты, эмульсия Пикеринга.
Для цитирования:
Сальников А. В., Трошин М. А., Николаева А. В. Концептуальное исследование задач разработки метода ликвидации разливов нефти в ледовых морях с помощью тонкодисперсных твердых частиц // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 6. С. 700–708.
Список литературы:↓
[1] Сальников А. В., Грибов Г. Г. Проблемы локализации и ликвидации нефтяных разливов в арктических морях // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2016. № 5. С. 30–33.
[2] Сальников А. В., Цхадая Н. Д. Определение эффективности диспергентов для ликвидации аварийных разливов нефти в морях арктического региона // Нефтяное хозяйство. 2018. № 4. С. 104–107.
[3] Гречищева Н. Ю. Разработка научных основ применения гуминовых веществ для ликвидации последствий нефтезагрязнения почвенных и водных сред : дисс. ... докт. техн. наук. М., 2016. 326 с.
[4] Lees D. C., Houghton P., Driskell W. B. Effects of shoreline treatment methods in intertidal biota in prince William sound // Proceedings of the International Oil Spill Conference. American Petroleum Institute. Washington, 1993. P. 345–354.
[5] Beach cleaning and the role of technical support in the 1993 Tampa Bay spill / E. H. Owens [at al.] // Proceedings of the International Oil Spill Conference. American Petroleum Institute. Washington, 1995. P. 627–634.
[6] Bragg J. R., Owens E. H. Clay-oil flocculation as a natural cleansing process following oil spills: part 1 – Studies of shoreline sediments and residues from past spills // Proceedings of the 17th Arctic and Marine Oil Spill Program (AMOP) Technical Seminar. Environment Canada, Ottawa, Ontario. 1994. P. 1–23.
[7] Owens E. H., Bragg J. R. Clay-oil flocculation as a natural cleaning process following oil spills: part 2 – implications of study results in understanding past spills and for future response decisions // Proceedings of the 17th Arctic and Marine Oil Spill Programme (AMOP) Technical Seminar, Environment Canada. Edmonton. Alberta, 1994. P. 25–37.
[8] Weise A. M., Lee. K. The effect or clay-oil flocculation on natural oil degradation // Proceedings of the International Oil Spill Conference, American Petroleum Institute. Washington, 1997. P. 955–956.
[9] Shoreline cleanup by acceleration of clay-oil flocculation / K. Lee [at al.] // Proceedings of the International Oil Spill Conference. American Petroleum Institute. Washington, 1997. P. 235–240.
[10] Shoreline cleanup and waste disposal issues during the sea empress incident / K. Colcomb [at al.] // Proceedings of the International Oil Spill Conference. American Petroleum Institute. Washington, 1997. P. 195–203.
[11] Shoreline clean up during the sea empress incident: the role of surf washing (clay-oil flocculation), dispersants and bioremediation / T. Lunel [at al.] // Proceedings of the 19th Arctic and Marine Oil spill Programme (AMOP) Technical Seminar. Environment Canada, Ottawa, Ontario, 1996. P. 1521–1540.
[12] Cloutier D., Gharbi S., Boule M. On the oil-mineral aggregation process: a promising response technology in ice-infested waters // Proceedings of the 1995 International Oil Spill Conference. American petroleum institute. Long Beach, California, Washington. 1995. No. 1. P. 527–531.
[13] Dickins D. F. Ice conditions at cape hatt, baffin island // Arctic. 1987. Vol. 40. Supp. 1. P. 34–41.
[14] Oil-mineral aggregate formation on oiled beaches : natural attenuation and sediment relocation / K. Lee [at al.] // Spill Science & Technology Bulletin. 2003. Vol. 8. No. 3. P. 285–296.
[15] Garrett R. M., Rothenburger S. J., Prince R. C. Biodegradation of fuel oil under laboratory and arctic marine conditions // Spill Science & Technology Bulletin. 2003. Vol. 8. No. 3. P. 297–302.
[16] Lee K., Weise A. M., St-Pierre S. Enhanced oil biodegradation with mineral fine interaction // Spill Science & Technology Bulletin. 1996. Vol. 8. No. 3. P. 263–267.
[17] In situ remediation of oil spills in ice-infested waters: oil dispersion by enhancing formation of oil-mineral aggregates / K. Lee [at al.] // Proceedings of the 2009 International Conference for Spill Prevention, Response and Restoration. London, 2009. P. 16.
[18] Field trials of in-situ oil spill countermeasures in ice-infested waters / K. Lee [at al.] // Proceedings of the 2011 International Oil Spill Conference, Portland. OR. USA, 2011. P. 16.
[19] Swirling Flask Dispersant Effectiveness Test, Revised Standard Dispersant Toxicity Test, and Bioremediation Agent Effectiveness // Protection of Environment. The Code of Federal Regulations of the United States of America. Vol. 40. Part 300. Appendix C. EPA, Washington, 2010. P. 225–230.
[20] Сальников А. В. Анализ полигонных методов тестирования эффективности диспергентов для ликвидации аварийных разливов нефти в арктических морях // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2018. № 4. С. 10–15.
[21] Ramsden W. Separation of solids in the surface-layers of solutions and «Suspensions». Preliminary Account // Proceeding of the Royal Society. 1903. No. 72. P. 156–164.
[22] Pickering S. U. Emulsions // Journal of the Chemical Society. 1907. No. 91. P. 2001–2021.
[23] Ребиндер П. А., Поспелова К. А. Современные представления об устойчивости, образовании и разрушении эмульсий и методы их исследования. Вступительная статья к кн. «Эмульсии. Их теория и технические применения» / В. Клейтон. М. : Иностранная литература, 1950. С. 11–71.
[24] Нуштаева А. В. Эмульсии, стабилизированные твердыми частицами. М. : ИНФРА-М, 2014. 160 с.
[25] Binks B. P. Particles as surfactants-similarities and differences // Colloid & Interface Science. 2002. Vol. 7. No. 1. P. 21–41.
[26] Zhai X., Effima S. Chemical and physical aspects of macroemulsions stabilized by interfacial colloids // Journal of Physical Chemistry. 1996. Vol. 100. No. 26. P. 110–119.
[27] Binks B. P., Lumsdon S. O. Pickering emulsions stabilized by monodisperse latex particles: effects of particle size // Langmuir. 2001. Vol. 15. No. 17. P. 4540–4547.
[28] Prince L. A theory of aqueous emulsions stabilized by solid particles // Journal of Colloid and Interface Science. 1969. Vol. 29. P. 216–221.
[29] Кругляков П. М., Корецкий А. Ф. О взаимосвязи работы смачивания частиц твердого эмульгатора и устойчивости эмульсий // Известия сибирского отделения Академии наук СССР. Серия химических наук. 1971. № 9 (вып. 4). С. 16–22.
[30] Vignati E., Piazza R., Lockhart T. P. Pickering emulsions: interfacial tension, colloidal layer morphology, and trapped-particle motion // Langmuir. 2003. Vol. 19. No. 17. P. 6650–6656.
|
|
Экономика и управление |
|
700-708 |
Совершенствование структур систем управления автозаправочными станциями
А. А. Безродный a, В. Цзинь b, А. М. Короленок b
a ПАО «ЛУКОЙЛ», 101000, Россия, Москва, Сретенский бульвар, 11
b Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65
DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-6-710-717
Аннотация: Автозаправочные станции являются основным элементом системы снабжения топливом конечных потребителей, в связи с чем повышение эффективности их функционирования является актуальной задачей. Исследуемые объекты представляют собой пример сложных человеко-машинных систем, нуждающихся в формализации процессов и объектов, моделировании функционирования и поиске наилучших или оптимальных (при строгой постановке) структур. Данную задачу позволяет решить известное теоретико-множественное представление, развитое на данную предметную область. Управление АЗС представляется в виде реализации функций по сбору и обработке информации, подготовке, принятию и контролю исполнения решений для процессов приема, хранения, отпуска и учета нефтепродуктов, а также сопутствующих товаров на тактических, оперативных и стратегических временных интервалах. В структуре типичного показателя эффективности К выделяется последний компонент, который считается зависящим от оперативности представления достоверной информации, надежности и безопасности функционирования системы и качества подготовки персонала. Для поиска систем, наилучших по указанному критерию, строится совокупность всех возможных структур, исключаются случаи, не имеющие смысла, экономической целесообразности или заданной степени автоматизации, и путем направленного перебора ищутся варианты с экстремальным (максимальным) значением К. Рассматриваются вопросы совершенствования управления автозаправочными станциями, и обсуждаются полученные результаты.
Ключевые слова: управление, эффективность, сложная система, многотопливная АЗС, нефтепродуктообеспечение, системы обеспечения топливом.
Для цитирования:
Безродный А. А., Цзинь В., Короленок А. М. Совершенствование структур систем управления автозаправочными станциями // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 6. С. 710–717.
Список литературы:↓
[1] Основы ресурсосбережения при обороте углеводородов : учебник / Е. И. Зоря [и др.]. М. : Макс Пресс, 2018. 636 с.
[2] Dyke K. V. Fundamentals of Petroleum. Austin (Texas): Petroleum Extension Service, 1997. 360 p.
[3] Безродный А. А. Системный причинно-следственный подход к управлению предприятиями НПО. Саарбрюкен : LAP LAMBERT Academic Publ., 2017. 328 c.
[4] Безродный А. А., Юнушев Р. Р., Короленок А. М. Системный причинно-следственный подход к построению структур и управлению в сетях автозаправочных станций // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 2. С. 218–226.
[5] Резчиков А. Ф. Структуры автоматизированных систем управления энергетикой промышленных предприятий : в 2 т. Саратов : Изд-во Сарат. гос. техн. ун-та, 1983.
|
