Проектирование, строительство и эксплуатация |
342-351 |
3D-ГИС для сопровождения работ по геотехническому мониторингу объектов магистральных трубопроводов
Е. М. Макарычева a, Т. И. Кузнецов a, С. А. Половков a, А. И. Барышев a, Е. А. Покровская a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-4-342-351
Аннотация: На основе 3D-ГИС осуществляется информационное обеспечение работ, связанных с большим объемом данных, поступающих из разных источников и имеющих различную пространственную привязку. Представлены результаты разработки специализированной 3D-ГИС как инструмента для структурирования, хранения, воспроизведения, обработки и анализа данных по геотехническому мониторингу объектов магистральных трубопроводов. Авторами предложено решение проблемы сложности обработки больших объемов данных путем создания единой среды территориально распределенной информации посредством геопортала и реализации на базе геопортала сервисов по автоматизированной обработке и анализу информации, а также расчетных алгоритмов. Приводится описание структуры и функциональных возможностей разработанной 3D-ГИС. Раскрыты методы получения и обработки 3D-данных, проведен их анализ. Представлены результаты количественной оценки изменений природной среды, планово-высотного положения и геометрии объектов по данным нескольких циклов обследований методами наземного и воздушного лазерного сканирования. Выделены преимущества 3D-ГИС при решении задач геотехнического мониторинга, а также возможности применения 3D-моделей для решения других производственных и научно-исследовательских задач.
Ключевые слова: геотехнический мониторинг, геоинформационная система, ГИС, 3D-визуализация, геопортал, big data, магистральный трубопровод.
Для цитирования: 3D-ГИС для сопровождения работ по геотехническому мониторингу объектов магистральных трубопроводов / Е. М. Макарычева [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 4. С. 342–351.
Список литературы:↓
[1] Королев В. А. Мониторинг геологических, литотехнических и эколого-геологических систем : учеб. пособие / под ред. В. Т. Трофимова. М. : Изд-во КДУ, 2007. 416 с.
[2] Марахтанов В. П., Топчиев А. Г. Технология геотехнического мониторинга магистральных газопроводов на территории криолитозоны Западной Сибири // Успехи современного естествознания. 2016. № 9. С. 131–136.
[3] Долгополов Д. В., Кузнецов Т. И. Новые возможности для геотехнического мониторинга трубопроводных систем при использовании ГИС-технологий с 3D-визуализацией: тезисы докладов XII Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт–2017». Уфа : Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2017. С. 122–123.
[4] Глебова Н. ГИС для управления городами и территориями // ArcReview. 2006. № 3(38).
[5] Дьяченко Н. В. Использование ГИС-технологий в решении задач управления. http://www.nocnit.ru/2st/materials/Diachenko.html (дата обращения: 23.05.2020).
[6] Геоинформационная система «Карта 2011». Технология создания библиотеки трехмерных знаков тактической, оперативно-тактической обстановки. Панорама 1991–2013. Ногинск, 2013.
[7] Блискавицкий А. А. Ноосферные аспекты развития геопорталов, распространяющих информацию // Вестник ТГУ. 2013. Т. 18. № 3. С. 1042–1045.
[8] Оценка планово-высотного положения трубопровода на участках с многолетнемерзлыми грунтами / Ю. В. Лисин [и др.] // Вестник МГТУ им. Н. Э. Баумана. Серия: Машиностроение. 2012. № 3. С. 68–71.
[9] Совершенствование методов и средств прогнозных расчетов ореолов оттаивания, просадки и величины напряженно-деформированного состояния трубопроводов, проложенных в многолетнемерзлых грунтах / С. Г. Радионова [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 1. С. 39–43.
[10] Применение воздушного лазерного сканирования для геотехнического мониторинга объектов магистрального трубопровода / Е. М. Макарычева [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 1. С. 21–31.
[11] Шуршин К. Ю. Опыт применения мобильного лазерного сканирования и тепловизионной съемки на объектах ТЭК // Геопрофи. 2013. № 2. C. 53–57.
|
352-363 |
Долгосрочное прогнозирование стоковых характеристик методом математического моделирования гидрологических процессов
Т. Л. Рыкова a, Д. Ю. Казаков a
a АО «Транснефть – Подводсервис», 603152, Россия, Нижний Новгород, ул. Ларина, 19a
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-4-352-363
Аннотация: В последние десятилетия зафиксированы климатические аномалии, порождающие долгосрочные изменения в гидрометеорологическом режиме и системе взаимодействия водной массы с подстилающей поверхностью – в частности, на русловых и пойменных участках рек, являющихся местом пролегания подводных переходов магистральных трубопроводов. В настоящее время при проектировании, строительстве и эксплуатации подводных переходов эти изменения не учитываются. В статье рассмотрено влияние долгосрочных изменений гидрометеорологической обстановки на стоковые характеристики участка реки Обь, расположенного вблизи створа подводного перехода магистрального трубопровода. Определено, что оптимальным для получения прогноза стоковых характеристик является метод Российского государственного гидрометеорологического университета. С помощью соответствующей математической модели проведена оценка изменения гидрометеорологического режима на участке р. Обь – с. Александровское, установлено нарушение его стационарности в 1979–1980 гг. Определены основные стокоформирующие факторы – количество осадков и температурный режим. Апробация модели формирования стока показала, что максимальная сходимость прогнозных и фактических величин наблюдается при использовании прогнозов с учетом дополнительного параметра. Для прогноза стоковых характеристик на 2011–2040 гг. в качестве исходных данных использовались климатические сценарии – репрезентативные траектории концентраций, согласно которым в указанный временной период ожидается рост температуры и количества осадков. Полученные результаты свидетельствуют о тенденции увеличения водности и перераспределении стока во времени, что, в свою очередь, станет катализатором интенсивности процессов русловой и пойменной деформации. Сделан вывод о необходимости закрепления использования прогноза стоковых характеристик в нормативных документах с целью повышения эффективности мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации подводных переходов магистральных трубопроводов, а также точности расчетов при проектировании и строительстве данных объектов.
Ключевые слова: стоковые характеристики, подводный переход, гидрометеорологические изменения, климатические риски, математическая модель формирования стока, прогноз гидрологических характеристик, магистральный трубопровод.
Для цитирования: Рыкова Т. Л., Казаков Д. Ю. Долгосрочное прогнозирование стоковых характеристик методом математического моделирования гидрологических процессов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 4. С. 352–363.
Список литературы:↓
[1] Второй оценочный доклад Росгидромета об изменениях климата и их последствиях на территории Российской Федерации. http://cc.voeikovmgo.ru/images/dokumenty/2016/od2/od2.pdf (дата обращения: 20.02.2019).
[2] Доклад о климатических рисках на территории Российской Федерации. https://meteoinfo.ru/images/media/booksdocs/klim-riski-2017.pdf (дата обращения: 20.02.2019).
[3] Схемы магистральных трубопроводов ПАО «Транснефть». https://www.transneft.ru/pipelines (дата обращения: 20.02.2019).
[4] Методические рекомендации по оценке обеспеченных расходов проектируемых гидротехнических сооружений при неустановившемся климате / В. В. Коваленко [и др.]. СПб. : РГГМУ, 2010. 51 с.
[5] Георгиевский В. Ю. Оценка влияний возможных изменений климата на гидрологический режим рек территории бывшего СССР // Метеорология и гидрология. 1996. № 11. С. 89–99.
[6] Георгиади А. Г., Милюкова И. П. Масштабы гидрологических изменений в бассейне реки Волга, возможные при антропогенном потеплении климата // Метеорология и гидрология. 2002. № 2. С. 72–79.
[7] Коваленко В. В., Викторова Н. В., Гайдукова Е. В. Моделирование гидрологических процессов : учебник. СПб. : РГГМУ, 2006. 558 с.
[8] Гидрологический ежегодник, 1977 г. Т. 6: Бассейн Карского моря (западная часть). Вып. 0–3. Река Обь и ее бассейн до устья р. Иртыша / под ред. Ж. С. Поповой. Новосибирск, 1979. 314 с.
[9] Доступ к данным ВНИИГМИ-МЦД. http://meteo.ru/data (дата обращения: 20.02.2019).
[10] Downloading Data from ESGF. https://esgf-node.llnl.gov/projects/esgf-llnl (дата обращения: 20.02.2019).
[11] Сикан А. В. Методы статистической обработки гидрометеорологической информации : учебник. СПб. : РГГМУ, 2007. 279 c.
[12] Владимиров А. М. Гидрологические расчеты. Л. : Гидрометеоиздат, 1990. 368 с.
[13] Словарь климатических терминов (приложение 1) // Оценочный доклад об изменениях климата и их последствиях на территории Российской Федерации. Том I. Изменения климата. М. : ВНИИГМИ – МЦД, 2008. С. 221–227.
[14] Изменение климата, 2014 г. Обобщающий доклад межправительственной группы экспертов по изменению климата. https://www.ipcc.ch/site/assets/uploads/2018/02/SYR_AR5_FINAL_full_ru.pdf (дата обращения: 20.02.2019).
[15] Кокорин А. О. Изменение климата: обзор пятого оценочного доклада МГЭИК. М. : Всемирный фонд дикой природы, 2014. 80 с.
|
Прочность, надежность, долговечность |
364-371 |
Разработка математической модели определения оптимального шага измерений при проведении съемки глубины заложения подземного трубопровода с поверхности грунта
Р. В. Агиней a, Р. Р. Исламов b, А. А. Фирстов c, Э. А. Мамедова d, Ж. Ю. Капачинских c
a Ухтинский государственный технический университет, 169300, Россия, Ухта, ул. Первомайская, 13
b АО «Транснефть–Север», 169300, Россия, Ухта, проспект А. И. Зерюнова, 2/1
c Санкт-Петербургский горный университет, 199106, Россия, Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21-я линия, 2
d ООО «Газпром проектирование», Нижегородский филиал, 603005, Россия, Нижний Новгород, ул. Алексеевская, 26
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-4-364-371
Аннотация: Существующие методы определения изгибных напряжений участка подземного трубопровода по данным съемки глубины заложения оси трубопровода с поверхности грунта отличаются большой погрешностью между реальными и расчетными значениями. Цель настоящего исследования – совершенствование данной методики определения изгибных напряжений с учетом конструктивных особенностей трубопровода и используемого трассопоискового оборудования. Предложены математические модели, позволяющие по заданному значению максимальной погрешности при определении изгибных напряжений для конкретного трубопровода подобрать оптимальный шаг измерений перед проведением съемки, что позволит нивелировать возникающую погрешность. Приведены пояснения по выбору максимального шага исследования исходя из прочностных характеристик трубопровода. Представлен расчет, подтверждающий адекватность разработанных математических моделей и возможность их применения на практике.
Ключевые слова: подземный трубопровод, напряженно-деформированное состояние, деформации, изгибные напряжения, радиус изгиба, пространственное положение трубопровода, трассопоисковое оборудование.
Для цитирования: Разработка математической модели определения оптимального шага измерений при проведении съемки глубины заложения подземного трубопровода с поверхности грунта / Р. В. Агиней [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 4. С. 364–371.
Список литературы:↓
[1] Разработка расчетных схем подземных трубопроводов с ненормативной кривизной оси с учетом данных внутритрубной диагностики / Д. А. Неганов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 6. С. 16–27.
[2] Некоторые особенности напряженного состояния трубопроводов на переходах через реки и овраги / И. Р. Гимазетдинов [и др.] // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 3. С. 55–65.
[3] Выявление потенциально опасных участков магистральных газопроводов на пересечениях с геодинамическими зонами / Б. Н. Мастобаев [и др.] // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2017. № 3. С. 38–43.
[4] Исламов Р. Р., Агиней Р. В., Исупова Е. В. Анализ средств и методов мониторинга напряженного состояния подземных магистральных нефтегазопроводов, работающих в сложных инженерно-геологических условиях // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2017. № 6. С. 31–40.
[5] Варшицкий В. М., Фигаров Э. Н., Лебеденко И. Б. Исследование напряженного состояния трубопроводов с ненормативной кривизной оси // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 3. С. 273–277.
[6] Исламов Р. Р., Фридлянд Я. М., Агиней Р. В. Ретроспективный анализ причин отказов на магистральных нефтегазопроводах, работающих в осложненных инженерно-геологических условиях // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2016. № 6. С. 38–44.
[7] Исламов Р. Р. Совершенствование системы мониторинга технического состояния протяженных участков магистральных нефтегазопроводов применением волоконно-оптических сенсоров деформации : дис. ... канд. техн. наук. Ухта : УГТУ, 2018. 168 с.
[8] Зайцев Н. Л., Бикбулатов А. Л., Багманов Р. Р. Методы измерения радиуса кривизны и изгибных напряжений в трубопроводах // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 2. С. 110–119.
[9] Колосова Н. М., Михеева О. В., Шмагина Э. Ю. К анализу напряженного состояния изгиба трубопровода по высотному положению // Техническое регулирование в транспортном строительстве. 2016. № 2. С. 5–8.
[10] Бехтерев С. В., Гинзбург А. А., Манукин А. Б. Методика измерений напряженно-деформированного состояния нефтегазопроводов // Геоэкология. Инженерная геология, гидрогеология, геокриология. 2015. № 3. С. 280–285.
[11] Агиней Р. В., Исламов Р. Р., Годунов А. А. Исследование зависимости сдвига частоты бриллюэновского рассеяния в оптическом сенсоре от механических напряжений // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 5. C. 512–521.
[12] Определение продольных механических напряжений в трубопроводе на основании данных волоконно-оптических датчиков деформации / Р. Р. Исламов [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2016. № 5. С. 45–50.
[13] Кузьбожев А. С., Бирилло И. Н., Бердник М. М. Исследование влияния шага измерений профиля газопровода на точность расчета радиуса изгиба его оси // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. 2018. № 4. С. 43–49.
[14] Овчинников Н. Т. Методические вопросы применения радиусов изгиба при мониторинге состояния трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 3. C. 278–289.
[15] Бирилло И. Н. Точность расчета радиусов изгиба оси трубопровода в зависимости от шага контроля ее конфигурации // Наука в нефтяной и газовой промышленности. 2011. № 2. С. 6–10.
[16] Спиридович Е. А. Повышение надежности магистральных газопроводов в условиях коррозионного растрескивания под напряжением : дис. … д-ра техн. наук. М. : Газпром ВНИИГАЗ, 2014. 422 с.
|
372-378 |
Определение и прогнозирование напряженно-деформированного состояния трубопровода с учетом грунтовых изменений в процессе эксплуатации
А. К. Гумеров a, Р. М. Каримов a, Р. М. Аскаров a, Х. Ш. Шамилов a
a Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ), 450062, Россия, Уфа, ул. Космонавтов, 1
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-4-372-378
Аннотация: Цель исследования – разработка математического аппарата и методики расчета напряженно-деформированного состояния участка трубопровода, проложенного в сложных инженерно-геологических условиях, с учетом всех планово-высотных изменений и воздействий в различные моменты эксплуатации, а также в ходе ремонта и по его окончании. Математический аппарат основан на дифференциальных уравнениях, отражающих равновесное состояние трубопровода с учетом особенностей участков (конфигурации, размера, начального напряженного состояния, действующих сил, температурных условий, взаимодействия с грунтом, опорами, трубоукладчиками). Уравнения равновесия составлены в криволинейной системе координат – в той же, что используется при проведении внутритрубной диагностики. По результатам решения определяются все компоненты напряжений в каждой точке как по длине трубопровода, так и по окружности любого сечения. Одновременно устанавливаются поперечные и продольные силы, изгибающие моменты, перерезывающие силы, смещения трубопровода, реакция грунта на смещения. В качестве примера приводится решение задачи о напряженно-деформированном участка трубопровода с использованием разработанного математического аппарата. В процессе расчета определяются места, где нижняя образующая трубы не касается грунта, и места, где реакция опоры становится выше заданного предела. Проведен сравнительный анализ, выбран оптимальный метод ремонта участка.
Ключевые слова: напряженно-деформированное состояние, поперечные силы, продольные силы, изгибающий момент, непроектный радиус изгиба, смещение трубопровода.
Для цитирования: Определение и прогнозирование напряженно-деформированного состояния трубопровода с учетом грунтовых изменений в процессе эксплуатации / А. К. Гумеров [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 4. С. 372–378.
Список литературы:↓
[1] Глазков А. С., Климов В. П., Гумеров К. М. Продольно-поперечный изгиб трубопровода на участках грунтовых изменений // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. № 1. С. 63–70.
[2] Гумеров А. Г., Гумеров Р. С., Гумеров К. М. Безопасность длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов. М. : Недра, 2001. 305 с.
[3] Ларионов Ю. В., Гумеров А. К. Напряженное состояние подземных трубопроводов в зоне оползня // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 1. С. 65–72.
[4] Гумеров А. К. Концентрация напряжений в окрестности V-образных элементов // Нефтегазовое дело. 2019. Т. 17. № 4. С. 80–92.
[5] Gumerov A. K., Askarov R. M., Shamilov Kh. Sh. Analysis of longitudinal stresses in main pipelines with a long operating life // Earth and Environmental Science : IOP Conference Series. Vol. 459. Ch. 3.
[6] Варшицкий В. М., Фигаров Э. Н., Лебеденко И. Б. Исследование напряженного состояния трубопроводов с ненормативной кривизной оси // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 3. С. 273–277.
[7] Разработка расчетных схем подземных трубопроводов с ненормативной кривизной оси с учетом данных внутритрубной диагностики / Д. А. Неганов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 6. С. 16–27.
[8] Безухов Н. И. Основы теории упругости, пластичности, ползучести. М. : Высшая школа, 1968. 512 с.
[9] Добронравов В. В., Никитин И. Н., Дворников А. Л. Курс теоретической механики. М. : Высшая школа, 1974. 526 с.
[10] Пискунов Н. С. Дифференциальное и интегральное исчисления : для втузов. М. : Физматгиз, 1961. 748 с.
|
Ремонт трубопроводов |
379-385 |
Ремонт наплавкой при дефектах металла трубы и сварных соединений
Н. Г. Гончаров a, А. А. Юшин a, О. И. Колесников a, П. А. Пономарев a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-4-379-385
Аннотация: Ремонт наплавкой является одной из наиболее простых и наименее затратных ремонтных технологий. Он относится к методам как постоянного, так и временного ремонта. Эффект от его применения заключается в снижении трудозатрат и сокращении сроков ремонтных работ при сохранении их качества на уровне нормативных требований. С помощью наплавки может быть устранено значительное количество дефектов коррозионного и механического происхождения глубиной до 70 % толщины стенки трубы. При этом актуальной является задача совершенствования данной технологии. Цель настоящего исследования – разработка технологии эффективного и безопасного ремонта наплавкой при дефектах в виде локальных коррозионных поражений металла трубы и дефектах сварных соединений типов «неполное заполнение кромки», «подрез», «поры», «кратеры», «шлаковые включения». Для достижения данной цели решены следующие задачи: исследование термических циклов при сварочной наплавке, исследование режимов сварочной наплавки, разработка технологии многопроходного ремонта, определение допустимых параметров дефектов, выявление оптимальных методов контроля качества отремонтированных локальных зон. Проведены испытания натурных образцов труб и кольцевых стыков труб с имитацией поверхностных дефектов после ремонта наплавкой. По результатам испытаний разрушений металла и зон сварных соединений не выявлено. Ремонт наплавкой позволяет восстанавливать несущую способность трубопровода до проектного уровня. Данная технология может использоваться при проведении работ как на остановленном, так и на действующем трубопроводе.
Ключевые слова: ремонт наплавкой, сварной шов, дефект, магистральный трубопровод, сварной стык, сварка, труба.
Для цитирования: Ремонт наплавкой при дефектах металла трубы и сварных соединений / Н. Г. Гончаров [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 4. C. 379–385.
Список литературы:↓
[1] Ремонт линейной части магистральных нефтепроводов с помощью разрезных тройников / Н. Г. Гончаров [и др.] // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2010. № 4. С. 28–30.
[2] Работоспособность сварных муфт для ремонта дефектов трубопроводов под давлением / А. Г. Мазель [и др.] // Строительство трубопроводов. 1996. № 1. C. 16–22.
[3] Сварные муфты для ремонта трубопроводов / А. Г. Мазель [и др.] // Газовая промышленность. 1996. № 9–10. C. 55–57.
[4] Гончаров Н. Г., Юшин А. А., Судник А. В. Разработка ремонтных конструкций для выборочного ремонта трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 4. С. 54–61.
[5] Использование ремонтных конструкций для выборочного ремонта трубопроводов / Д. А. Неганов [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2018. № 7. С. 120–123.
[6] Гончаров Н. Г., Юшин А. А., Судник А. В. Разработка ремонтных конструкций для выборочного ремонта трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 7. С. 96–103.
[7] Шафиков Р. Р. Экспериментальное обоснование ремонта магистральных трубопроводов с использованием сварочных технологий без остановки перекачки газа // Территория Нефтегаз. 2009. № 4. С. 48–51.
[8] Технология ремонта дефектов трубопроводов с помощью стальных «чопов» / Н. Г. Гончаров [и др.] // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2010. № 5. С. 58–59.
[9] Рыбин В. А., Сенцов С. И. Анализ современных технологий ремонта наружных коррозионных повреждений труб магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2017. № 5. С. 31–36.
[10] Нестеров Г. В., Азарин А. И., Скородумов С. В. Технические требования к трубам для магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2016. № 3. C. 47–49.
|
Товарно-транспортные операции и метрологическое обеспечение |
386-393 |
Методические подходы к моделированию условий образования технологических потерь нефти и нефтепродуктов при испарениях из резервуаров
К. Е. Лесных a, А. А. Коршак b, Н. Н. Хафизов c, А. А. Кузнецов c
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2
b Научно-технический центр трубопроводного транспорта ООО «НИИ Транснефть» (НТЦ ООО «НИИ Транснефть»), 450055, Россия, Уфа, проспект Октября, 144/3
c ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-4-386-393
Аннотация: Рассмотрены условия образования технологических потерь нефти и нефтепродуктов при транспортировке по магистральным трубопроводам и установлено, что основными источниками указанных потерь являются большие и малые дыхания резервуаров. Величина технологических потерь от испарений из резервуаров зависит от большого количества факторов, в частности: температуры хранения, скорости закачки/откачки, высоты взлива резервуара, физико-химических свойств транспортируемой жидкости, оборачиваемости резервуаров. До настоящего времени не выработан единый подход к порядку определения качественного и количественного состава технологических потерь от испарения углеводородов при хранении, что приводит к разногласиям при оценке фактических потерь энергоносителей. На основе анализа установлено, что наилучшим для определения фактических безвозвратных потерь углеводородов является расчетный метод. Его применение предполагает использование математических зависимостей, описывающих динамику испарения нефти и нефтепродуктов в реальных условиях. Для получения таких зависимостей предлагается разработка и внедрение установки, позволяющей моделировать процесс испарения из резервуаров в различных условиях и получать данные экспериментальных исследований с учетом сочетания многообразия факторов, оказывающие влияние на величину технологических потерь.
Ключевые слова: технологические потери, резервуар, большие дыхания резервуаров, малые дыхания резервуаров, потери от дыханий резервуаров, нефть, нефтепродукты.
Для цитирования: Методические подходы к моделированию условий образования технологических потерь нефти и нефтепродуктов при испарениях из резервуаров / К. Е. Лесных [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 4. С. 386–393.
Список литературы:↓
[1] Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировании и хранении / Ф. Ф. Абузова [и др.]. М. : Недра, 1981. 248 с.
[2] Федота В. И., Тимофеев Ф. В. Стратегия развития науки, техники и технологий трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов на период до 2020 года: тезисы докладов Международной научно-технической конференции «50 лет химмотологии – основные итоги и направления развития» / под общ. ред. В. В. Середы. М. : Издательство «Перо», 2014. С. 62–70.
[3] Совершенствование системы обеспечения качества нефтепродуктов при транспортировке трубопроводным транспортом / С. Б. Хотничук [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 5. С. 88–96.
[4] Труды 25 ГОСНИИ МО РФ. К 100-летию К. К. Папок. Выпуск 54. Сборник статей. М. : Гралия, 2008. 616 с.
[5] Борьба с потерями светлых нефтепродуктов / П. В. Валявский [и др.]. Баку : Азнефтеиздат, 1937. 131 с.
[6] Черникин В. И. Проектирование, сооружение и эксплуатация нефтебаз. М.-Л. : Гостоптехиздат, 1949. 500 с.
[7] Абузова Ф. Ф., Гумерова Р. И. О насыщении газового пространства наземного резервуара // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов : Сб. науч. тр. НИИТранснефть. М. : Недра, 1968. С. 52–56.
[8] Константинов Н. Н. Борьба с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов. М. : Гостоптехиздат, 1961. 261 с.
[9] Абузова Ф. Ф. Массоотдача от поверхности бензина при выкачке его из резервуара // Транспорт и хранение нефтепродуктов и нефтехимического сырья. 1968. № 4. С. 4–6.
[10] Абузова Ф. Ф. Исследование потерь нефти и нефтепродуктов и эффективности средств сокращения их в резервуарах напряжением : дис. … д-ра техн. наук. Уфа : Уфимский нефтяной институт, 1977. 334 с.
[11] Мартяшова В. А. Исследование испарения нефтей и нефтепродуктов из резервуаров в условиях интенсификации технологических процессов : дис. … канд. техн. наук. Уфа : Уфимский нефтяной институт, 1978. 241 с.
[12] Мухамедьяровa Р. А., Абузова Ф. Ф. Массоотдача от испаряющейся поверхности при насыщении газового пространства резервуара // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1981. № 4. С. 27–29.
[13] Саттарова Д. М. Определение потерь от испарения при заполнении емкости кипящим бензином // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1983. № 6. С. 13–14.
[14] Блинов И. Г. Методы сокращения потерь газосодержащей нефти из резервуаров в условиях перекачивающих станций нефтепроводов : дис. … канд. техн. наук. Уфа : Уфимский нефтяной институт, 1985. 189 с.
[15] Коршак А. А., Бусыгин Г. Н., Галяутдинов А. Б. О расходах через дыхательную арматуру резервуаров при «больших дыханиях» // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1995. № 7. С. 11–12.
[16] Константинов Н. Н. Расчет потерь от малых дыханий резервуаров // Нефтяное хозяйство. 1960. № 7. С. 52–60.
|
Энергетика и электрооборудование |
394-404 |
Автономный комплекс теплоэнергетического оборудования нового поколения
П. А. Ревель-Муроз a, П. В. Росляков b, Ю. В. Проскурин a, И. Л. Ионкин b, А. Ф. Копысов a, Б. Г. Гриша c
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2
b Национальный исследовательский университет «Московский энергетический институт» (НИУ «МЭИ»), 111250, Россия, Москва, ул. Красноказарменная, 14
c ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-4-394-404
Аннотация: Представлены результаты комплексной научно-исследовательской и опытно-конструкторской работы, которая обеспечила внедрение инновационных энергоэффективных и экологичных технологий, направленных на повышение надежности и экономической эффективности теплоснабжения промышленных объектов и населенных пунктов в районах, испытывающих дефицит традиционных энергетических топлив. Решены актуальные научные задачи, выполнены исследования, на основании которых предложены и апробированы новые конструкции комбинированного малоэмиссионного горелочного устройства ступенчато-стадийного сжигания газообразных и жидких топлив и жаротрубных котлов с повышенным КПД (не менее 94 %). Результаты экспериментальных исследований на заводских стендах и на объектах эксплуатации в рабочем диапазоне нагрузки от 40 до 100 % от номинальной подтвердили КПД котла более 94 %: это на 4–6 % выше существующих показателей при сжигании сырой нефти и мазута и на 2–4 % выше, чем при сжигании природного газа. Защиту котла от низкотемпературной сернистой коррозии обеспечивает компактный выносной экономайзер. Разработанное оборудование позволяет снизить выбросы оксидов азота в атмосферу на 25–30 % по сравнению с нормативными уровнями и на 10–15 % по сравнению с лучшими зарубежными аналогами. Котлы и горелки поставляются на объекты в готовом виде в составе компактных блочно-модульных котельных, что существенно сокращает сроки их ввода в эксплуатацию.
Ключевые слова: жаротрубный котел, малоэмиссионное горелочное устройство, выносной экономайзер, сырая нефть, природный газ, оксиды азота, блочно-модульная котельная.
Для цитирования: Автономный комплекс теплоэнергетического оборудования нового поколения / П. А. Ревель-Муроз [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 4. С. 394–404.
Список литературы:↓
[1] Современное состояние теплоснабжения России / А. С. Некрасов [и др.] // Проблемы прогнозирования. 2011. № 1. С. 30–43.
[2] Разработка энергоэффективных решений для малогабаритного водогрейного котла / П. В. Росляков [и др.] // Промышленная энергетика. 2017. № 3. С. 25–32.
[3] Энергоэффективный водогрейный котел на сырой нефти / Ю. В. Проскурин [и др.] // Современные технологии в энергетике. Всероссийская специализированная научно-практическая конференция молодых специалистов (с международным участием) : сборник докладов / под общ. ред. С. В. Сафронова. М. : ВТИ, 2018. С. 144–151.
[4] Технические решения для малогабаритного водогрейного котла / П. В. Росляков [и др.] // Промышленная энергетика. 2017. № 8. С. 44–51.
[5] Росляков П. В., Проскурин Ю. В., Ионкин И. Л. Повышение эффективности и надежности сжигания жидких топлив в малогабаритных котлах // Современные проблемы теплофизики и энергетики : материалы Международной конференции : в 2 т. Т. 2. М. : Издательский дом МЭИ, 2017. С. 129–130.
[6] Roslyakov P. V., Proskurin Y. V., Ionkin I. L. Increase of efficiency and reliability of liquid fuel combustion in smallsized boilers // Journal of Physics: Conference Series. 2017. Vol. 891. Article No. 012243.
[7] Разработка энергоэффективного водогрейного котла для блочно-модульной котельной ПАО «Транснефть» / П. В. Росляков [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 2. С. 180–187.
[8] Использование ANSYS для оптимизации газового тракта выносного экономайзера / П. В. Росляков [и др.] // Информатизация инженерного образования – ИНФОРИНО-2018 : материалы IV Международной научно-практической конференции. М. : Издательство МЭИ, 2018. С. 334–337.
[9] Разработка компьютерной модели жаротрубного водогрейного котла, ее верификация и использование в процессе проектирования / П. В. Росляков [и др.] // Информатизация инженерного образования – ИНФОРИНО-2018 : материалы IV Международной научно-практической конференции. М. : Издательство МЭИ, 2018. С. 330–333.
[10] Разработка и создание отечественного высокоэффективного энергетического оборудования малой мощности / П. В. Росляков [и др.] // Вестник МЭИ. 2018. № 6. С. 33–42.
[11] Исследование процессов воспламенения и горения топлив в стесненных закрученных потоках / П. В. Росляков [и др.] // Тепломассообмен и гидродинамика в закрученных потоках : тезисы докладов VI Всероссийской конференции с международным участием. Новосибирск, 2017. С. 84.
[12] A study of burning processes of fossil fuels in straitened conditions of furnaces in low capacity boilers by an example of natural gas / P. V. Roslyakov [et al.] // Journal of Physics: Conference Series. 2018. Vol. 980. Article No. 012031.
[13] Росляков П. В., Проскурин Ю. В., Хохлов Д. А. Разработка комбинированного малоэмиссионного горелочного устройства для котлов малой мощности // Теплоэнергетика. 2017. № 8. С. 31–42.
[14] Численные исследования комбинированного горелочного устройства и топочного процесса в жаротрубном котле / П. В. Росляков [и др.] // Современные технологии в энергетике. Всероссийская специализированная научно-практическая конференция молодых специалистов (с международным участием) : cборник докладов / под общ. ред. С. В. Сафронова. М. : ВТИ, 2017. С. 61–68.
[15] Росляков П. В., Егорова Л. Е. Принципы минимизации выхода оксидов азота при стадийном сжигании топлив // Химическая физика. 1997. Т. 16. № 9. С. 44–50.
|
405-411 |
Разработка типоразмерного ряда неполнооборотных электроприводов
Д. А. Дворниковa, В. И. Вороновb, И. А. Флегентов b, Р. М. Гиниятов b
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-4-405-411
Аннотация: Перед специалистами ООО «НИИ Транснефть» и АО «ТОМЗЭЛ» была поставлена задача по разработке типоразмерного ряда неполнооборотных электроприводов с электронным блоком управления, применяемых для управления кранами шаровыми запорно-регулирующими, для организации их серийного выпуска на российском предприятии. При определении требований к разрабатываемой арматуре были учтены особенности эксплуатации неполнооборотных электроприводов зарубежного производства. Новые разработки должны были соответствовать общим техническим требованиям, требованиям безопасности и эргономики, предъявляемым к электроприводам, эксплуатируемым на объектах нефте- и нефтепроводного транспорта. При подготовке технических решений проведен анализ тематических публикаций, международной и российской нормативной документации, технических характеристик отечественных и импортных приводов, существующих решений по схемам компоновки электроприводов блоками электронного управления. В рамках выполнения ОКР найдены оптимальные конструкционные решения, учитывающие фактические условия эксплуатации оборудования, разработана конструкторская документация на типоразмерный ряд неполнооборотных электроприводов, изготовлены опытные образцы, успешно проведены их предварительные и приемочные испытания.
Ключевые слова: электропривод неполнооборотный, кран шаровый запорно-регулирующий, электронный блок управления, блок контроля положения, редуктор, преобразователь частоты.
Для цитирования: Разработка типоразмерного ряда неполнооборотных электроприводов / Д. А. Дворников [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 4. С. 405–411.
Список литературы:↓
[1] Беспалов В. Я., Качалина Е. В. Сравнительные характеристики асинхронных двигателей с трехфазными и двухфазными обмотками для частотнорегулируемого электропривода // Электричество. 2010. № 7. С. 45–48.
[2] Ананьев С. С., Голубев А. Н., Мартынов В. А. Асинхронный многофазный частотно-токовый электропривод с улучшенными виброшумовыми характеристиками и его математическое моделирование // Электричество. 2010. № 10. С. 50–55.
[3] Аристов А. В., Паюк Л. А. Взаимосвязь ударных токов электропривода колебательного движения с геометрическими параметрами машины двойного питания при потенциальной фазовой модуляции // Известия высших учебных заведений. Электромеханика. 2010. № 3. С. 54–57.
[4] Набиев Р. М. Червячный редуктор электропривода – пережиток прошлого или актуальная классика // Территория Нефтегаз. 2010. № 6. С. 100–103.
[5] Бородин М. Ю., Поляков В. Н. Оптимизация режимов электропривода с обобщенной машиной переменного тока // Электротехника. 2009. № 9. С. 54–60.
[6] Гурентьев Е. А., Ишматов З. Ш., Плотников Ю. В. Робастная цифровая система управления асинхронным электроприводом // Электротехника. 2009. № 9. С. 34–41.
[7] Парфенович О. Н., Капитонов О. А. Параметрический электропривод в электромехатронном исполнении со специальным асинхронным электродвигателем – перспективная альтернатива частотнорегулируемому электроприводу // Наукові праці Донецького національного технічного університету. Серія: Електротехніка і енергетика. 2013. № 1. С. 211–216.
[8] Разработка и изготовление электроприводов задвижек клиновых для систем пожаротушения и мини-приводов запорной арматуры для технологических трубопроводов / А. Е. Брезгин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 1. C. 68–73.
|
Экология |
412-426 |
Анализ эффективности постадийной очистки производственно-дождевых сточных вод при эксплуатации объектов магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов
А. В. Николаева a, Н. А. Житова a, П. А. Агафонов a, С. А. Половков a, Л. А. Норина b, М. А. Трошин a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
b ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-4-412-426
Аннотация: Очистка производственно-дождевых сточных вод при эксплуатации объектов магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов – сложный технологический процесс, предусматривающий водоочистку от растворенных и эмульгированных нефтепродуктов, нефти, взвешенных веществ и других загрязняющих компонентов. В организациях системы «Транснефть» реализована высокоэффективная технология очистки нефтесодержащих сточных вод, которая позволяет обеспечить снижение уровня загрязняющих веществ до нормативных значений. Для оценки эффективности работы очистных сооружений организован производственный эколого-аналитический контроль, осуществляемый на всех стадиях очистки и обеззараживания сточных вод (после каждого блока оборудования). С целью оптимизации проведения указанной процедуры разработана специализированная программа, позволяющая осуществлять оперативный анализ результатов контроля, а также сравнительный анализ данных (значений концентраций загрязняющих веществ и эффективности очистки) на каждой стадии технологического процесса. По результатам измерений рассчитываются средние показатели концентрации загрязняющих веществ на всех стадиях очистки за период наблюдений. По этим показателям строятся графики их соответствия нормативным требованиям, сравнения с типовой схемой, и на основании полученных данных делается вывод об эффективности работы очистных сооружений за выбранный период наблюдений и по итогам работы за год.
Ключевые слова: очистные сооружения, производственно-дождевые сточные воды, коагулянт, флокулянт, отстойник, флотатор, эффективность очистки, производственный эколого-аналитический контроль.
Для цитирования: Анализ эффективности постадийной очистки производственно-дождевых сточных вод при эксплуатации объектов магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов / А. В. Николаева [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 4. С. 412–426.
Список литературы:↓
[1] Принципы ПАО «Транснефть» в области экологической безопасности : официальный сайт ПАО «Транснефть». https://www.transneft.ru/development/ecology/(дата обращения: 22.06.2019).
[2] Половков С. А. Обеспечение промышленной безопасности, охраны труда и экологии в организациях системы «Транснефть» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 2. С. 28–31.
[3] Очистка сточных вод / М. Хенце [и др.]. М. : Мир, 2006. 471 с.
[4] Monitoring of wastewater treatment plants using improved univariate statistical technique / I. Bakloutia [et al.] // Process Safety and Environmental Protection. 2018. Vol. 116. P. 287–300.
[5] Statistical monitoring of a wastewater treatment plant: A case study / F. Harroua [et al.] // Journal of Environmental Management. 2018. Vol. 223. P. 807–814.
[6] Boguniewicz-Zabłocka J., Capodaglio A. G., Vogel D. Analysis of wastewater treatment efficiency in a soft drinks industry // International Conference Energy, Environment and Material Systems (EEMS 2017). E3S Web of Conferences. 2017. Vol. 19.
|
427-431 |
Формирование дополнительного показателя для оценки вязкости деградированной нефти при разливе на морской поверхности
Р. Ш. Маммадли a, Р. А. Эминов b, Х. Г. Асадов a
a Национальное аэрокосмическое агентство, AZ1115, Азербайджанская Республика, Баку, ул. Сулеймана Сани Ахундова, 1
b Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, АZ1010, Азербайджанская Республика, Баку, проспект Азадлыг, 20
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-4-427-431
Аннотация: Рассмотрена актуальность и возможность введения дополнительного информационного признака при исследовании вязкости деградированной нефти. Представлена методика формирования данного признака – логарифмического показателя относительной вязкости (γ). Показано, что при определенной динамике взаимных изменений фракционных долей Fem и Fev введенный показатель достигает минимума. Приведен пример использования предложенного показателя при оценке уровня загрязнения надводного слоя атмосферы парами легких фракций при разливе нефти. Так, минимум γ свидетельствует о совместном протекании процессов испарения и эмульгирования, в случае отсутствия минимума γ имеет место только процесс испарения. При минимуме γ на основании результатов ранее проведенных исследований можно сделать качественный вывод о высокой степени загрязнения приводного слоя атмосферы. Для количественной оценки такого загрязнения можно использовать данные, полученные предварительно при проведении аналогичных исследований для конкретного типа нефти.
Ключевые слова: вязкость нефти, деградация нефти, эмульгирование, разлив нефти, оценка загрязнения при разливе нефти.
Для цитирования: Маммадли Р. Ш., Эминов Р. А., Асадов Х. Г. Формирование дополнительного показателя для оценки вязкости деградированной нефти при разливе на морской поверхности // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 4. С. 427–431.
Список литературы:↓
[1] Вязкость нефти. https://neftgaz.ru/tech-library/energoresursy-toplivo/142204-vyazkost-nefti/ (дата обращения: 22.04.2020).
[2] Kumar A., Kumar G. S. Weathering of spill: modeling and analysis // Aquatic Procedia (Elsevier Publications): International Conference on Water Resources, Coastal and Ocean Engineering (ICWRCOE-2015). Surathkal : National Institute of Technology Karnataka, 2015. Vol. 4. P. 435–442.
[3] Бескид П. П., Дурягина Е. Г. Характеристика процессов трансформации нефти в морской среде и их влияние на операции по ликвидации аварийных разливов нефти // Эксплуатация морского транспорта. 2011. № 1. С. 71–75.
[4] Guyomarch J., Le Floch S., Jezequel R. Oil weathering, impact assessment and response option studies at the pilot scale: improved methodology and design of a new dedicated flume test // Proceedings of the 35th AMOR Teсhnical Seminar on Environmental Contamination and Response, Environment Canada. Ottawa, ON. 2010. P. 181–187.
[5] The physios and chemistry of emulsions. Marine Spill Response Corparation / M. Fingas [et al.]. Washington, D.C. 1993. 7 p.
[6] Mooney M. The viscosity of a concentrated suspension of spherical particles // Journal of Colloid Science. 1951. Vol. 6. Issue 2. P. 162–170.
[7] Oil spill processes and models / D. Mackay [et al.] // Environment Canada Manuscript Report No. EE-8. Ottawa, Ontario, 1980.
[8] Mishra A. K., Govindarajan S. K., Sharma T. Numerical modeling of offshore oil spill: weathering processes // E-proceedings of the third International Conference on Petroleum Science and Technology 2014 (ICPST-2014). Chennai, India. IIT Madras, Chennai, India, 2014.
[9] Lehr W. J., Jones R., Evans M., Simecek-Beatty D., Overstreet R. Revisions of the ADIOS oil spill model // Environmental Modelling and Software. 2002. Vol. 17. P. 189–197.
[10] Эльцгольц Л. Э. Дифференциальные уравнения и вариационное исчисление. М. : Наука, 1974. 432 с.
|
Техническое регулирование (стандартизация, оценка соответствия) |
432-439 |
Обзор опыта работы организаций по оценке соответствия продукции в Канаде
О. В. Аралов a, И. В. Буянов a, С. И. Вьюнов a, В. Ю. Тузов a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-4-432-439
Аннотация: Обзор международной практики работы организаций по оценке соответствия и аккредитации позволяет изучить современные тенденции в этой области и использовать передовой опыт для совершенствования российской системы оценки соответствия продукции, применяемой в системе магистрального трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Цель настоящей статьи – обзор современного опыта работы организаций по оценке соответствия и аккредитации в Канаде. Проанализированы особенности национальной системы оценки соответствия. Отмечено, что она носит централизованный характер, при этом исключительные полномочия по аккредитации имеет федеральная некоммерческая организация – Совет по стандартизации Канады, обладающий значительным авторитетом в стране и признанный за рубежом. Рассмотрены структура и особенности работы ведущих организаций системы оценки соответствия Канады: Совета по стандартизации, Канадской ассоциации по стандартизации, компаний Underwriters Laboratories of Canada и QPS. Сделан вывод о том, что в Канаде создана единая государственная система оценки соответствия, базирующаяся как на международных, так и на национальных стандартах, а также на документах сертифицирующих организаций. Широкое распространение в стране добровольной сертификации подтверждает эффективность данной системы.
Ключевые слова: система оценки соответствия, сертификация в системе нефтепроводного транспорта, экспертиза технической документации, добровольная сертификация, система оценки соответствия в Канаде, Совет по стандартизации Канады, Канадская ассоциация по стандартизации.
Для цитирования: Обзор опыта работы организаций по оценке соответствия продукции в Канаде / О. В. Аралов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 4. С. 432–439.
Список литературы:↓
[1] 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.
[2] 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. C. 24–27.
[3] Standards Council of Canada Act. R.S.C. 1985. c. S-16. http://laws-lois.justice.gc.ca/eng/acts/S-16/FullText.html (дата обращения: 12.06.2019).
[4] SCC Scope of Accreditation. CSA Group Testing & Certification Inc. P. 5, 12. https://www.scc.ca/en/system/files/client-scopes/ASB_SOA_10004-CSA-Scope_v5_published_2018-04-17.pdf (дата обращения: 12.06.2019).
[5] SCC Scope of Accreditation. Underwriters Laboratories of Canada. P. 3, 7. https://www.scc.ca/en/system/files/client-scopes/ASB_SOA_10002-ULC-Scope_v5_2018-03-19.pdf (дата обращения: 12.06.2019).
[6] SCC Scope of Accreditation. Intertek Testing Services NA Inc. P. 3–9. https://www.scc.ca/en/system/files/client-scopes/ASB_SOA_10014-ITS-Scope_v24_2018-04-18.pdf (дата обращения: 12.06.2019).
[7] Safety and environmental certification : официальный сайт CSA. https://www.csagroup.org/service/certification/safetyenvironmental-certification (дата обращения: 12.06.2019).
[8] Electromagnetic Compatibility : официальный сайт CSA. https://www.csagroup.org/service/certification/electromagnetic-compatibility-emc (дата обращения: 12.06.2019).
[9] Energy Efficiency Verification : официальный сайт CSA. http://www.csagroup.org/service/certification/energy-efficiency-verification (дата обращения: 12.06.2019).
[10] База данных сертифицированных организаций : официальный сайт CSA. https://www.csagroup.org/service/certification/certification-for-global-markets/csa-group-verification-certificates (дата обращения: 12.06.2019).
[11] CSA Group Product Listing : официальный сайт CSA. https://www.csagroup.org/services-industries/product-listing (дата обращения: 12.06.2019).
[12] Marks & Labels for North America : официальный сайт CSA. https://www.csagroup.org/testing-certification/markslabels/csa-marks-labels-north-america/ (дата обращения: 12.06.2019).
[13] North America Field Evaluation Services : оф. сайт CSA. https://www.csagroup.org/service/certification/north-american-field-evaluation-services/ (дата обращения: 12.06.2019).
[14] Marks and Labels. https://marks.ul.com/about/ (дата обращения: 12.06.2019).
[15] Recognition of ULC : официальный сайт UL Canada. https://canada.ul.com/aboutus/recognitionofulc/ (дата обращения: 12.06.2019).
[16] Certificate Service Procedure for fire alarm systems, inspection and testing : официальный сайт UL Canada. https://canada.ul.com/wp-content/uploads/sites/11/2014/06/csp_uwjsc_ENG2.pdf (дата обращения: 12.06.2019).
[17] Сертификация для канадского рынка : официальный сайт QPS. https://www.qps.ca/services/ (дата обращения: 12.06.2019).
[18] QPS Certification Mark : официальный сайт QPS. https://www.qps.ca/about/the-qps-certification-marks/ (дата обращения: 12.06.2019).
|
Пожарная и промышленная безопасность |
440-452 |
Определение параметров эффективности пенообразователей для подслойного тушения бензинов, содержащих водорастворимые горючие жидкости
Д. В. Калачинский a, Д. А. Иванченко a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2020-10-4-440-452
Аннотация: При пожарах в резервуарах со стационарной крышей (за исключением резервуаров с маслами и мазутами) допускается применять подслойное тушение пеной низкой кратности. Такой способ пожаротушения хорошо изучен в отношении горючих жидкостей, не имеющих в составе водорастворимых (полярных) компонентов. Применяется пена на основе фторсодержащих пенообразователей, создающих на поверхности горючей жидкости пленку, которая препятствует испарению горючих паров и способствует растеканию пены. Однако введение в горючую жидкость водорастворимых (полярных) компонентов (они содержатся, например, в автомобильном бензине) может привести к снижению пленкообразования и интенсификации разрушения пены. В рамках научно-исследовательской работы были проведены экспериментальные исследования по определению возможности подслойного тушения бензинов в резервуарах с применением фторсинтетических пленкообразующих пенообразователей типа AFFF. Серия испытаний подтвердила возможность подслойного тушения спиртосодержащей горючей жидкости в резервуаре при нормативной интенсивности подачи раствора пенообразователя со специально доработанной в ходе исследования рецептурой. Установлены перечень и значения, а также сформулированы методики определения параметров, влияющих на огнетушащую эффективность пенообразователей, предназначенных для подслойного тушения нефти и нефтепродуктов (в том числе бензинов) в резервуарах.
Ключевые слова: пожар в резервуаре, подслойное пожаротушение, тушение нефти и нефтепродуктов, тушение бензина, установка пожаротушения, AFFF, пенообразователь.
Для цитирования: Калачинский Д. В., Иванченко Д. А. Определение параметров эффективности пенообразователей для подслойного тушения бензинов, содержащих водорастворимые горючие жидкости // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 4. С. 440–452.
Список литературы:↓
[1] Половков С. А. Обеспечение промышленной безопасности, охраны труда и экологии в организациях системы «Транснефть» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 2. С. 28–31.
[2] Методические основы обеспечения промышленной безопасности объектов ТЭК на примере трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов / С. Г. Радионова [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 5. С. 72–77.
[3] Блинов В. И., Худяков Г. Н. Диффузионное горение жидкостей. М. : АН СССР, 1961. 208 с.
[4] Балакирев А. А., Тихомиров В. К. О взаимодействии пенс некоторыми жидкостями // Коллоидный журнал. 1968. № 4. С. 490–493.
[5] Кучер В. М., Меркулов В. А., Жуков В. В. О стойкости воздушно-механической пены на поверхности углеводородных жидкостей // Горение и проблемы тушения пожаров. Тезисы докладов V Всесоюзной научно-практической конференции. М. : ВНИИПО, 1977. С. 156.
[6] Шароварников А. Ф. Контактное разрушение пен водноорганическими смесями // Горение и проблемы тушения пожаров. Материалы 6-й Всесоюзной научно-практической конференции. М. : ВНИИПО, 1979. С. 32.
[7] Кучер В. М., Меркулов В. А., Жуков В. В. О скорости разрушения пены полярными жидкостями // Средства и способы пожаротушения : сборник научных трудов. М. : ВНИИПО, 1979. С. 126.
[8] Баратов А. Н., Иванов Е. Н. Пожаротушение на предприятиях химической и нефтехимической промышленности. М. : Химия, 1979. 368 с.
[9] Шароварников А. Ф., Феоктистов А. Е. Исследование кинетики разрушения пен водноорганическими смесями // Средства и способы пожаротушения : сборник научных трудов. М. : ВНИИПО, 1980. Вып. 7. С. 82.
[10] Шароварников А. Ф. Контактное втягивание пен органическими растворителями // Коллоидный журнал. 1980. № 5. С. 1021.
[11] Кучер В. М., Меркулов В. А., Жуков В. В. Исследование интенсивности разрушения пены полярными жидкостями // Средства и способы пожаротушения : сборник научных трудов. М. : ВНИИПО, 1980. Вып. 7. С. 152.
[12] Плетнев М. Ю. О механизме пеногасящего действия полярных органических жидкостей // Коллоидный журнал. 1981. № 4. С. 826–827.
[13] Кучер В. М., Меркулов В. А., Жуков В. В. Применение пены для тушения пламени алифатических спиртов и монокарбоновых кислот // Пожарная техника и тушение пожаров : сборник научных трудов. М. : ВНИИПО, 1981. С. 60.
[14] Кучер В. М., Меркулов В. А. Исследование механизма разрушения огнетушащих пен при контакте с поверхностью спиртов и органических кислот // Пожарная техника и тушение пожаров : сборник научных трудов. М. : ВНИИПО, 1981. С. 11.
[15] Баратов А. Н., Кучер В. М. Исследование процессов контактного разрушения огнетушащих пен гидрофильными жидкостями // Пожарная техника и тушение пожаров : сборник научных трудов. М. : ВНИИПО, 1982. С. 42.
[16] Шароварников А. Ф. К вопросу о механизме контактного разрушения пен органическими веществами // Коллоидный журнал. 1983. № 3. С. 616.
[17] Шароварников А. Ф., Аксенов В. П., Грашичев Н. К. Закономерности тушения горючих жидкостей // Пожарная техника, тактика и автоматические установки пожаротушения : сборник научных трудов. М. : ВИПТШ, 1989. С. 80–87.
[18] Шароварников А. Ф., Грашичев Н. К., Воевода С. С. Тушение пожаров легковоспламеняющихся жидкостей // Методологические проблемы обеспечения пожарной безопасности : сборник научных трудов. М. : ВНИИПО, 1991. С. 94–100.
[19] Особенности процессов тушения нагретых теплоносителей / C. Ю. Лебедев [и др.] // Пожарная техника и средства пожаротушения. М. : ВНИИПО, 1991. С. 107.
[20] Шароварников С. А. Тушение смесевых топлив в резервуарах подачей пены под слой горючего : дис. … канд. техн. наук. М. : ВНИИПО, 1997. 195 с.
[21] Тушение пожаров нефти и нефтепродуктов / А. Ф. Шароварников [и др.]. М. : Калан, 2002. 448 с.
[22] AFFF Foams Move into the Future // Fire Fighting Foam Coalition : официальный cайт. http://www.fffc.org/images/IFParticle10.pdf (дата обращения: 22.11.2016).
[23] Fact sheet on AFFF fire fighting agents // Fire Fighting Foam Coalition : официальный сайт. http://www.fffc.org/images/AFFFfactsheet.pdf (дата обращения: 22.11.2016).
[24] Aquatic Toxicity of Fire Fighting Foams // Fire Fighting Foam Coalition: официальный сайт. http://www.fffc.org/images/AFFFupdatespecial.pdf (дата обращения: 22.11.2016).
[25] Aqueous Film Forming Foams // Minnesota Department of Health: официальный сайт. http://www.health.state.mn.us/divs/eh/hazardous/ topics/pfcs/afff.html#afff (дата обращения: 22.11.2016).
[26] AFFF Environmental discussion article // Firemain Engineering Ltd: официальный сайт. http://www.firemain.com/news.php?article=20 (дата обращения: 22.11.2016).
[27] Ruppert W. H. Environmental Impacts of Firefighting Foams // Hughes Associates, Inc.: официальный сайт. http://www.haifire.com/resources/publications/Environmental_Impacts_of_Firefighting_Foams.pdf (дата обращения: 22.11.2016).
[28] Гаравин В. Ю., Третьяков А. В. Пенообразователи для пожаротушения типа AFFF и экология // ООО «Эгида-ПТВ» : официальный сайт. http://egida-ptv.ru/information/penaafff-eco (дата обращения: 22.11.2016).
[29] Битуев Б. Ж. Тушение пожаров топлив европейского стандарта современными пленкообразующими пенообразователями : автореф. дис. … канд. техн. наук. М. : Санкт-Петербургский государственный университет ГПС МЧС России, 2013. 23 с.
[30] Саутиев М. И. Закономерности тушения экстракционно-разделяемых топлив воздушно-механической пеной : дис. ... канд. техн. наук. М. : Академия ГПС МЧС России, 2016. 120 с.
[31] Битуев Б. Ж. Тушение спиртосодержащих топлив фторсинтетической пеной : монография. М. : Академия ГПС МЧС России, 2009. С. 5–14.
[32] Бастриков Д. Л. Комбинированный способ тушения пожаров автомобильных бензинов европейского стандарта в наземных вертикальных стальных резервуарах : автореф. дис. … канд. техн. наук. М. : Академия ГПС МЧС России, 2013. 23 с.
[33] О влиянии жесткости воды на эффективность тушения пожаров смесевых топлив / Б. Ж. Битуев [и др.] // Технологии техносферной безопасности: интернет-журнал. 2012. Вып. 5. http://agps-2006.narod.ru/ttb/2012-5/10-05-12.ttb.pdf (дата обращения: 04.07.2019).
[34] Воевода С. С., Макаров С. А., Маркеев А. В. Эффективность тушения спиртосодержащих углеводородных топлив в зависимости от жесткости воды // Пожары и чрезвычайные ситуации. Предотвращение, ликвидация. 2009. № 1. С. 82–86.
[35] Математическое моделирование процесса тушения евротоплив фторсинтетической пеной / С. С. Воевода [и др.] // Пожаровзрывобезопасность. 2007. Т. 16. № 1. С. 78–81.
[36] Пленкообразующее действие фторсинтетической пены на поверхности углеводородных и углеводородно-спиртовых смесевых топлив / С. С. Воевода [и др.] // Пожаровзрывобезопасность. 2006. Т. 15. № 6. С. 55–57.
[37] Комбинированный способ тушения пожаров автомобильных бензинов в вертикальных стальных резервуарах / Д. Л. Бастриков [и др.] // Технологии техносферной безопасности: интернет-журнал. 2013. Вып. 6. http://agps-2006.narod.ru/ttb/2013-6/18-06-13.ttb.pdf (дата обращения: 04.07.2019).
[38] Тушение пламени полярных горючих жидкостей / C. C. Воевода [и др.] // Пожаровзрывобезопасность. 2012. № 6. С. 69–73.
|