Русский

№1/2021

Стр.

Название статьи, авторы, аннотация и ключевые слова

Прочность, надежность, долговечность

8-15

Оценка влияния поверхностных трещиноподобных концентраторов напряжений на работоспособность магистральных трубопроводов

Д. А. Неганов a, Е. Е. Зорин a, Н. Е. Зорин a

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

DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-1-8-15

Аннотация: Устранение поверхностных трещиноподобных дефектов типа «риска» на участках подводных переходов магистральных трубопроводов возможно методом вышлифовки на глубину до 20 % толщины трубы. Ранее было подтверждено, что в подводных условиях все основные методы неразрушающего контроля позволяют стабильно выявлять имеющиеся в зоне вышлифовки произвольно ориентированные поверхностные дефекты протяженностью от 20 мм и глубиной от 1,5 мм. Однако при меньших геометрических параметрах дефектов имеется вероятность их неполного устранения либо необнаружения. Для оценки возможности эксплуатации трубопровода с поверхностным дефектом с учетом принятых режимов диагностики проведены циклические испытания по критериям механики разрушений полноразмерных образцов с нанесенными в зоне вышлифовки поверхностными трещиноподобными концентраторами напряжений указанных размеров. Все группы образцов показали более чем двукратное превышение длительности инкубационного периода развития трещины по сравнению с количеством циклов нагружения, которое может испытать трубопровод за средний межинспекционный период эксплуатации. По результатам испытаний подтверждена возможность проведения ремонта поверхностных трещиноподобных дефектов типа «риска» на подводных переходах магистральных трубопроводов с различным сроком эксплуатации методом вышлифовки без установки кессона на ремонтируемый участок.

Ключевые слова: трещиноподобные дефекты, поверхностные дефекты, вышлифовка дефектов, устранение дефектов, циклические испытания, подводный переход, магистральный трубопровод.

Для цитирования:
Неганов Д. А., Зорин Е. Е., Зорин Н. Е. Оценка влияния поверхностных трещиноподобных концентраторов напряжений на работоспособность магистральных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 1. С. 8–15.

Список литературы:↓

16-20

Разработка методики прокладки подземных трубопроводов с учетом опасности оползневых процессов

Х. М. Насиров a, Т. И. Сулейманов b, Р. А. Эминов c

a Государственная нефтяная компания Азербайджанской Республики, проспект Нефтяников, 73, AZ1000, Баку, Азербайджанская Республика b Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, проспект Азадлыг, 20, АZ1010, Баку, Азербайджанская Республика
c ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а

DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-1-16-20

Аннотация: Известная расчетная методика оценки риска воздействия оползневых процессов на подземный трубопровод позволяет вычислить количество возможных утечек и поломок, исходно приняв данный риск равным для всех равноразмерных отрезков трубопровода. Однако на практике равная степень подверженности оползневой опасности участков трубопровода является исключением. Таким образом, возникает необходимость разработки новой методики расчета, предусматривающей реальные условия проектирования и эксплуатации трубопровода. Авторами определено условие, при котором подверженность трубопровода утечкам и разрывам в результате воздействия оползневых процессов может достигать максимальных значений. Сделан вывод о том, что для обеспечения разумной низкой величины риска следует избегать выполнения полученной зависимости. При этом должны быть соблюдены следующие условия: трасса разделена на неравные отрезки, с увеличением длины отрезка пиковая скорость грунта убывает (то есть более протяженные участки трубопровода следует располагать вдали от зон возможной активности оползневых процессов).

Ключевые слова: горизонтальное смещение, разрыв трубопровода, утечка нефти, разрушение трубопровода, оползневая опасность.

Для цитирования:
Насиров Х. М., Сулейманов Т. И., Эминов Р. А. Разработка методики прокладки подземных трубопроводов с учетом опасности оползневых процессов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 1. С. 16–20.

Список литературы:↓

Проектирование, строительство и эксплуатация

21-31

Масштабирование при прогнозировании путевой механической деградации противотурбулентной присадки

В. В. Жолобов a, Ф. С. Зверев a, Г. В. Несын a, Д. О. Лысенко a

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

DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-1-21-31

Аннотация:
Введение. Целесообразным является применение стендовых и численных экспериментов с целью определения интегральной гидравлической эффективности присадки при малой добавке высокомолекулярного полимера в трубопроводы большого диаметра. Однако проблема прогнозирования в промышленных условиях неразрывно связана с необходимостью учета деградации присадки. Цель статьи – построение такой математической модели путевой деградации присадки, чтобы ее свободные параметры могли быть идентифицированы на основе как опытно-промышленных, так и стендовых испытаний.
Методы. На основе положений теории распространения примесей и тепла в осевых турбулентных потоках сформулирован одномерный вариант математической модели неизотермического течения раствора. С использованием аналогии уравнений распространения тепла и примесей и аналогии в граничных и начальных условиях записано решение для распределения концентрации активной части присадки в виде аналога формулы Шухова для тепловых задач.
Результаты. Предложена расчетная процедура для прогнозирования распределения гидравлической эффективности присадки на основе «диффузионного» аналога формулы Шухова с учетом механической деградации. С этой целью разработан алгоритм идентификации входящих параметров.
Обсуждение. Определена система соотношений для расчета локальной и интегральной гидравлической эффективности присадки по длине трубопровода. Замыкающие соотношения могут быть получены путем обработки данных опытно-промышленных либо стендовых гидравлических экспериментов. Сформулированы некоторые требования к процедурам проведения и обработки данных экспериментов.
Выводы. Прогнозирование гидравлической эффективности присадки целесообразно проводить путем предварительного расчета распределения концентрации активной части полимерной добавки с использованием «диффузионного» аналога формулы Шухова и известных зависимостей гидравлической эффективности от концентрации и других параметров.

Ключевые слова: противотурбулентная присадка, полимерная присадка, полимерная добавка, гидравлическая эффективность, эффективность присадки, механическая деградация

Для цитирования:
Масштабирование при прогнозировании путевой механической деградации противотурбулентной присадки / В. В. Жолобов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 1. С. 21–31.

Список литературы:↓

32-39

Гидравлическая характеристика трубопровода на высоковязкой нефти

С. Е. Кутуков a, О. В. Четверткова a, А. И. Гольянов a

a Научно-технический центр трубопроводного транспорта ООО «НИИ Транснефть» (НТЦ ООО «НИИ Транснефть»), 450055, Россия, Уфа, проспект Октября, 144/3

DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-1-32-39

Аннотация: Проблема повышения точности технологических расчетов нефтепроводов обрела особую остроту на фоне модернизации системы обнаружения утечек и разработки программного обеспечения в области планирования грузопотоков в системе магистральных трубопроводов. Расхождение результатов гидравлических расчетов и фактических параметров перекачки вызвано, в частности, такими факторами, как игнорирование мультифазного характера течения нефти (особенно на недогруженных участках нефтепроводов, проложенных по пересеченной местности), отсутствие актуальных данных по состоянию длительно эксплуатируемых труб, применение методик расчета потерь энергии на трение, базирующихся на постулатах классической гидравлики. В настоящей статье авторами предложен метод определения гидравлической характеристики трубопровода на установившемся режиме эксплуатации, перекачивающего неньютоновские реологически сложные нефти в диапазоне малых скоростей сдвига, который предполагает непосредственную интерпретацию экспериментальных данных вискозиметрии и исключает погрешности аппроксимации кривой течения реологической моделью и осреднения параметра вязкости. С этой целью рассмотрены вопросы аномалии вязкости и тиксотропии неньютоновских нефтей. Дано обоснование предлагаемого метода и представлено практическое приложение излагаемой методики на примере анализа гидравлической характеристики магистрального нефтепровода Атырау–Самара, по которому транспортируется смесь нефтей с частично разрушенной внутренней структурой.

Ключевые слова: гидравлическая характеристика, магистральный нефтепровод, аномалия вязкости, результат вискозиметрии, тиксотропные свойства, высоковязкая нефть.

Для цитирования:
Кутуков С. Е., Четверткова О. В., Гольянов А. И. Гидравлическая характеристика трубопровода на высоковязкой нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 1. С. 32–39.

Список литературы:↓

40-45

Способ контроля баланса нефти при квазинестационарных режимах работы участка нефтепровода с безнапорным течением

Р. З. Сунагатуллин a, А. М. Чионов a, С. В. Петренко b

a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
b Научно-технический центр трубопроводного транспорта ООО «НИИ Транснефть» (НТЦ ООО «НИИ Транснефть»), 450055, Россия, Уфа, проспект Октября, 144/3

DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-1-40-45

Аннотация: Автоматизированные системы управления используются в нефтепроводном транспорте с целью автоматизации технологических процессов транспортировки нефти и нефтепродуктов, при этом основной задачей является обеспечение надежности и безопасности перекачки, что невозможно без контроля целостности трубопровода. В связи с этим актуальной остается тема обнаружения утечек, требуют продолжения исследования в области повышения надежности автоматизированных систем обнаружения утечек (СОУ). При эксплуатации СОУ особую важность представляет описание процессов заполнения и опорожнения участков трубопровода с безнапорным течением. Скорость установления стационарного режима работы таких участков и участков с полным сечением существенно отличается. Слабые возмущения давления могут приводить к значительному дебалансу расхода нефти и, как следствие, вызывать ложные срабатывания СОУ. Авторами представлен алгоритм вычисления скорости изменения запаса нефти на участке трубопровода при медленном изменении размера самотечной полости, на основании которого предложен способ корректировки уравнения баланса вещества. Показано использование разработанного алгоритма для повышения чувствительности СОУ и уменьшения количества ложных срабатываний.

Ключевые слова: безнапорное течение, обнаружение утечек, система обнаружения утечек, алгоритмы принятия решений, магистральный нефтепровод, система контроля режимов.

Для цитирования:
Сунагатуллин Р. З., Чионов А. М., Петренко С. В. Способ контроля баланса нефти при квазинестационарных режимах работы участка нефтепровода с безнапорным течением // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 1. С. 40–45.

Список литературы:↓

46-55

Анализ подходов к организации систем молниезащиты и заземления по стандартам ПАО «Транснефть» и зарубежным стандартам

Л. Ю. Могильнер a, А. В. Рудоманов b, Н. Н. Скуридин a, Н. А. Власов a, И. В. Немчиков с

a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
b ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2
c Научно-технический центр трубопроводного транспорта ООО «НИИ Транснефть» (НТЦ ООО «НИИ Транснефть»), 450055, Россия, Уфа, проспект Октября, 144/3

DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-1-46-55

Аннотация: Совершенствование мер по защите объектов трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов от опасного воздействия молний – актуальная научно-практическая задача во всем мире. На основании опыта разработки нормативных документов в области защиты резервуаров и резервуарных парков, других объектов от опасного воздействия молнии, а также практических результатов обследования систем молниезащиты и заземления проведено сравнение требований российских стандартов (в том числе отраслевых стандартов ПАО «Транснефть») и основных стандартов США и стран ЕС по проектированию и эксплуатации систем молниезащиты и заземления резервуарных парков. Установлено, что все стандарты одинаково трактуют назначение систем молниезащиты и заземления, предписывают проводить визуальные осмотры надземной части заземляющих устройств, измерения переходного сопротивления контактов и сопротивления заземляющих устройств, содержат обязательные требования по обеспечению безопасности персонала. В то же время выявлены принципиальные отличия стандартов в России и за рубежом, в том числе в объемах обследования подземной части заземляющих устройств, в использовании изолированных систем молниезащиты резервуаров, а также в применяемых уровнях защиты, методиках расчета зон защиты объектов, периодичности проведения обследований. Сделан вывод о том, что требования к проектированию систем молниезащиты и заземления на объектах ПАО «Транснефть» жестче, а состав работ по обследованию шире, чем установлено зарубежными стандартами. При этом обоснована актуальность данного подхода и его преимущества.

Ключевые слова: молниезащита, заземление, прямой удар молнии, молниеотвод, молниеприемник, защита резервуаров, защита расстоянием, резервуары для хранения нефти, нефтепродуктов и нефтяных газов

Для цитирования:
Анализ подходов к организации систем молниезащиты и заземления по стандартам ПАО «Транснефть» и зарубежным стандартам / Л. Ю. Могильнер [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 1. С. 46–55.

Список литературы:↓

56-64

Обеспечение надежной эксплуатации резервуаров применением системы контроля утечек: инновации и экономика

М. В. Лиховцев a, Е. В. Щурова b, А. Е. Сощенко b

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

DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-1-56-64

Аннотация: Представлены результаты исследования, целью которого являлась оценка целесообразности разработки и внедрения автоматизированной системы контроля утечек из резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов – в дополнение или в качестве альтернативы техническим решениям, реализованным на объектах российской системы магистральных трубопроводов. Проведен анализ отечественных и зарубежных нормативных документов в области проектирования и эксплуатации резервуаров и резервуарных парков, а также мирового опыта практического применения систем и технологий обнаружения утечек из резервуаров. Установлено, что технические решения, реализованные на объектах ПАО «Транснефть» с целью оперативного выявления утечек и защиты от их распространения, обеспечивают требуемый уровень контроля. По расчетам прогнозной стоимости определена экономическая эффективность разработки опытного образца автоматизированной системы контроля герметичности резервуаров и дистанционного выявления утечек, основанной на регистрации источников акустической эмиссии и применении волоконно-оптических датчиков. Сделан вывод об отсутствии оснований для выполнения ОКР по разработке данной системы.

Ключевые слова: система обнаружения утечек, контроль утечек, утечка нефти, стальные резервуары, опытно-конструкторская работа.

Для цитирования:
Лиховцев М. В., Щурова Е. В., Сощенко А. Е. Обеспечение надежной эксплуатации резервуаров применением системы контроля утечек: инновации и экономика // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 1. С. 56–64.

Список литературы:↓

65-69

Исследование проницаемости фторированного полиэтилена высокого давления для складов временного хранения топлива

Ю. Н. Рыбаков a, A. В. Дедов a, Р. И. Кюннап a, С. В. Ларионов b

a ФАУ «25 ГосНИИ химмотологии Минобороны России», 121467, Россия, Москва, ул. Молодогвардейская, 10
b Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина, 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65

DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-1-65-69

Аннотация: Исследована проницаемость фторированного полиэтилена высокого давления (ПВД), предназначенного для изготовления ремонтных и технологических вкладышей резервуаров складов временного хранения топлива. Использование таких вкладышей позволяет снизить технологические потери углеводородов и увеличить надежность хранилищ из полимерных материалов. В качестве объекта исследования использовали пленки ПВД 10204-003 толщиной 100 мкм. Проницаемость пленок определяли при контакте с бензином марок Нормаль-80, Премиум-95, авиационным керосином ТС-1 и дизельным топливом. Рассмотрен механизм формирования структуры поверхностного фторированного слоя. Исследована кинетика изменения коэффициента проницаемости исходного и модифицированного полиэтилена в течение возможного срока хранения топлив. По результатам исследования установлено: 1) в полиэтилене перенос топлива протекает в две стадии, что определяется раздельной диффузией низкомолекулярных и высокомолекулярных фракций углеводородов; 2) фторирование полиэтилена приводит к уменьшению коэффициента проницаемости (что имеет практическое значение для сохранения качества топлива), но не влияет на перенос фракции углеводородов минимальной молекулярной массы.

Ключевые слова: полиэтилены, фторирование, моторное топливо, хранение топлива, эластичные резервуары, коэффициент проницаемости.

Для цитирования:
Исследование проницаемости фторированного полиэтилена высокого давления для складов временного хранения топлива / Ю. Н. Рыбаков [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 1. С. 65–69.

Список литературы:↓

Ремонт трубопроводов

70-77

Определение параметров ремонта трубопровода с начальной кривизной

В. М. Варшицкий а, И. Б. Лебеденко a, Э. Н. Фигаров a

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

DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-1-70-77

Аннотация: Ремонт трубопровода часто предусматривает его подъем трубоукладчиками, что предполагает перемещение заполненной трубы в вертикальной и горизонтальной плоскостях. Для обеспечения безопасности проведения ремонтных работ необходима оценка напряженно-деформированного состояния ремонтируемого участка. Известна методика определения технологических параметров ремонта при перемещении прямолинейного трубопровода. Однако почти всегда трубопровод имеет начальную кривизну оси. В этой связи разработана методика определения технологических параметров ремонта участков подземного трубопровода с начальной кривизной оси. Проведен сравнительный анализ параметров ремонта методом изменения положения трубопровода с начальной кривизной и прямолинейного трубопровода. Приведены основные положения методики расчета. Рассмотрены случаи изгиба трубопровода в вертикальной плоскости выпуклостью вниз (вогнутая кривая) и выпуклостью вверх (выпуклая кривая), а также деформирование при разрезке. Исследована зависимость параметров ремонта от знака начальной кривизны участка трубопровода. Методика может быть использована при планировании ремонтных работ для определения нагрузок на крюки трубоукладчиков, расстояния между трубоукладчиками, высоты подъема (дозаглубления) трубопровода, протяженности ремонтируемого участка (участка вскрытия траншеи), а также для расчета вертикального перемещения и угла поворота торца реза при установлении геометрических параметров кривой вставки.

Ключевые слова: ремонт трубопроводов, кривизна трубопровода, изгиб трубопровода, радиус изгиба.

Для цитирования:
Варшицкий В. М., Лебеденко И. Б., Фигаров Э. Н. Определение параметров ремонта трубопровода с начальной кривизной // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 1. С. 70–77.

Список литературы:↓

Товарно-транспортные операции и метрологическое обеспечение

78-87

Влияние реологических свойств рабочей среды на показатели турбинных преобразователей расхода

О. В. Аралов a, В. О. Ломакин b, Н. В. Чувиков c, И. В. Буянов a, Н. В. Бережанский a

a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
b МГТУ им. Н. Э. Баумана, 105005, Россия, Москва, 2-я Бауманская ул., 5, стр. 1
c ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2

DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-1-78-87

Аннотация: Изучение влияния реологических свойств нефти и нефтепродуктов на метрологические характеристики турбинных преобразователей расхода (ТПР) является актуальной научно-практической задачей, имеющей определяющее значение для производства средств измерений турбинного типа. Цель статьи – проведение и анализ результатов экспериментальных исследований по оценке зависимости относительного отклонения коэффициентов преобразования (Кпр) ТПР от физико-химических свойств рабочей среды и условий перекачки. Исследования проведены на специализированном калибровочном стенде и трех системах измерений количества и показателей качества нефти (нефтепродуктов). По результатам корреляционного анализа выявлено, что наибольшее влияние на количество оборотов ТПР оказывает кинематическая вязкость и плотность рабочей среды. Показано, что при изменении объемного расхода и кинематической вязкости на одном объекте возможно прогнозирование изменения Кпр ТПР во всем диапазоне объемного расхода, основываясь на значениях числа Re. Установленная на объекте эксплуатации градуировочная характеристика ТПР позволяет определить нижний предел диапазона измерений объемного расхода ТПР на основе значений Кпр, рассчитанных в точках объемного расхода при текущем значении кинематической вязкости.

Ключевые слова: турбинный преобразователь расхода, градуировочная характеристика, коэффициент преобразования, реологические свойства нефти

Для цитирования:
Влияние реологических свойств рабочей среды на показатели турбинных преобразователей расхода / О. В. Аралов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 1. С. 78–87.

Список литературы:↓

Защита от коррозии

88-92

Исследование коррозионной активности атмосферы на нефтеперекачивающих станциях с резервуарными парками

П. О. Ревин a, А. В. Макаренко a, А. А. Губенков a, И. О. Осина a

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

DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-1-88-92

Аннотация: В настоящее время в отечественных национальных и международных стандартах отсутствуют данные по коррозионной активности атмосферы регионов, в которых расположены нефтеперекачивающие станции с резервуарными парками, эксплуатируемые российским оператором магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов. В нормативных документах ПАО «Транснефть», регламентирующих требования к антикоррозионным покрытиям для наружной поверхности резервуаров, определены три категории коррозионной активности атмосферы по ISO 12944-2:2017. Данная классификация учитывает климатические условия регионов, но не учитывает скорость коррозии стали. В этой связи с целью определения скорости коррозии стальных конструкций в различных климатических районах, где расположены объекты организаций системы «Транснефть», была проведена серия испытаний. На 28 НПС в восьми климатических районах были установлены стенды с образцами из стали 09Г2С. Скорость коррозии металла образцов определяли гравиметрическим методом после выдержки в течение шести месяцев, одного года, двух, трех, четырех и пяти лет. Установлено, что скорость коррозии металлических образцов составила от 55 до 236 г/(м2∙год), что соответствует категории коррозионной активности атмосферы С2 и С3 по ISO 12944-2:2017 и ГОСТ 34667.2-2020. Наибольшая скорость коррозии – от 177 до 236 г/(м2∙год) – наблюдалась в районах расположения НПС в непосредственной близости от моря (до 1,5 км от береговой линии).

Ключевые слова: атмосферная коррозия, скорость коррозии, нефтеперекачивающая станция, резервуарный парк

Для цитирования:
Исследование коррозионной активности атмосферы на нефтеперекачивающих станциях с резервуарными парками / П. О. Ревин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 1. С. 88–92.

Список литературы:↓

Энергетика и электрооборудование

93-99

Разработка электропривода прямоходного для запорно-регулирующей арматуры

Д. А. Дворников a, В. И. Воронов b, 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: 10.28999/2541-9595-2021-11-1-93-99

Аннотация: Перед ООО «НИИ Транснефть» и АО «ТОМЗЭЛ» была поставлена задача по разработке типоразмерного ряда электроприводов прямоходных, применяемых для управления клапанами запорно-регулирующими, с целью организации их серийного производства в России. При определении требований к разрабатываемой арматуре были учтены особенности эксплуатации ее импортных аналогов. Новые разработки должны были соответствовать общим техническим требованиям, требованиям безопасности и эргономики, предъявляемым к электроприводам, которые применяются на объектах трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. В процессе подготовки технических решений был проведен анализ тематических публикаций, международных и российских нормативных документов, технических характеристик электроприводов отечественного и зарубежного производства, существующих решений по схемам компоновки электроприводов блоками электронного управления. В рамках выполнения опытно-конструкторской работы были найдены оптимальные конструкционные решения, учитывающие фактические условия эксплуатации оборудования, разработана конструкторская документация на типоразмерный ряд электроприводов прямоходных, изготовлен опытный образец электропривода и успешно проведены его предварительные и приемочные испытания.

Ключевые слова: электропривод прямоходный, прямоходный модуль, клапан запорно-регулирующий, электронный блок управления, магистральный трубопровод, блок контроля положения, редуктор, преобразователь частоты

Для цитирования:
Разработка электропривода прямоходного для запорно-регулирующей арматуры / Д. А. Дворников [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 1. С. 93–99.

Список литературы:↓

Дискуссия

100-118

Современные представления о естественных монополиях и их тарифном регулировании. Часть 1. Естественные монополии

П. Ю. Сериков a, Н. В. Гончарова a, И. П. Серикова a

a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2

DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-1-100-118

Аннотация: Определение естественных монополий, закрепленное в российском законодательстве, недостаточно корректно, что негативно сказывается на практике их государственного регулирования в нашей стране. В этой связи авторами рассмотрено становление отечественного института естественных монополий, исследована «эволюция» понятия «естественная монополия», проанализированы подходы российских и зарубежных экономистов к регулированию деятельности естественных монополий. Отмечено, что у отечественных исследователей отсутствует консолидированный взгляд на природу и процедуру идентификации естественных монополий, в то же время имеющиеся теоретические разработки в этой области недостаточно учитываются на практике. Констатируется, что дискуссия по вопросам регулирования естественных монополий продолжается. Необходимость заполнения пробелов в законодательстве очевидна, и в первую очередь это касается обоснования собственно понятия естественных монополий и процедуры их идентификации. По мнению авторов, предпочтительным с указанной целью является обновление Федерального закона «О естественных монополиях» № 147-ФЗ – его своего рода реновация, которая позволила бы наполнить закон содержанием, соответствующим современным реалиям, в том числе актуализировать определение естественных монополий как объектов регулирования, определить адекватные времени методические подходы к их регулированию и т. д.

Ключевые слова: естественная монополия, характеристики и функции естественных монополий, государственное регулирование экономики, отрасль, рынок, нефтепроводный транспорт, инфраструктурная сеть, идентификация естественных монополий

Для цитирования:
Сериков П. Ю., Гончарова Н. В., Серикова И. П. Современные представления о естественных монополиях и их тарифном регулировании. Часть 1. Естественные монополии // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 1. С. 100–118.

Список литературы:↓