|
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:↓
[1] Научно-технические, социально-экономические и правовые аспекты надежности транспорта нефти и нефтепродуктов / С. Г. Радионова [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 5. С. 20–31.
[2] Гейт А. В., Михайлов И. И., Зорин Е. Е. Применение систем автоматизированного ультразвукового контроля для оценки качества кольцевых сварных соединений магистральных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 3. С. 264–272.
[3] Неганов Д. А., Махутов Н. А., Зорин Н. Е. Формирование требований к надежности и безопасности эксплуатируемых участков линейной части магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов // Нефтяное хозяйство. 2019. № 6. С. 106–112.
[4] Зорин Н. Е. Экспериментальная оценка работоспособности труб магистральных газопроводов при циклическом нагружении : дис. … канд. техн. наук. М. : Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий, 2010. 149 c.
[5] Зорин Е. Е. Прогнозирование остаточного ресурса сварных конструкций // Деформация и разрушение материалов. 2005. № 7. С. 37–41.
[6] Зорин Е. Е., Ланчаков Г. А., Шибнев А. В. Работоспособность трубопроводов. Часть 1. Расчетная и эксплуатационная надежность. М. : Недра, 2000. 267 с.
[7] Работоспособность трубопроводов. Часть 2. Сопротивляемость разрушению / Г. А. Ланчаков [и др.]. М. : Недра, 2001. 350 с.
[8] Ланчаков Г. А., Зорин Е. Е., Степаненко А. И. Работоспособность трубопроводов. Часть 3. Диагностика и прогнозирование ресурса. М. : Недра, 2003. 315 с.
[9] Зорин Е. Е. Разработка основ прогнозирования работоспособности сварных трубопроводов из феррито-перлитных сталей с учетом условий эксплуатации: автореф. … дис. д-ра техн. наук. Москва: Государственная академия нефти и газа имени И. М. Губкина, 1993. 37 с.
[10] Учет масштабного эффекта при обосновании прочности магистральных трубопроводов / Ю. В. Лисин [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2017. № 6. С. 112–116.
|
|
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:↓
[1] Landslide geohazard for pipelines of natural gas transport / V. Marinos [et al.] // Bulletin of the Geological Society of Greece. 2016. Vol. 50. No. 2. P. 845–853.
[2] Earthquake – induced landslide risk assessment: an example from Sakhalin Island, Russia / A. Konovalov [et al.] // Geosciences. 2019. Vol. 9. No. 5. P. 305.
[3] Froude M. J., Petley D. N. Global fatal landslide occurrence from 2004 to 2016 // Natural Hazards and Earth System Sciences. 2018. Vol. 18. Is. 8. P. 2161–2181.
[4] Large-scale field trial to explore landslide and pipeline interaction / F. Wenkai [et al.] // The Japanese Geotechnical. 2015. Vol. 55. Issue 6. P. 1466–1473.
[5] Terrain and geohazard challenges facing onshore oil gas pipelines / M. Sweeney, editor. London : Thomas Telford, 2005. 758 р.
[6] Scenario-based seismic risk assessment for buried transmission gas pipelines at regional scale / Risi de R. [et al.] // Journal of Pipeline Systems Engineering and Practice. 2018. Vol. 9(4):04018018.
[7] Seismic fragility formulations for water systems. Part 1 – Guideline. April 2001. https://www.americanlifelinesalliance.com/pdf/Part_1_Guideline.pdf (дата обращения: 05.02.2020).
[8] Асадов Х. Г. Синтез оптимальных подсистем обработки измерительной информации на базе параллельных и параллельно-последовательных преобразователей // Измерительная техника. 2002. № 2. C. 19–21.
[9] Асадов Х. Г. Применение принципа параметрического уменьшения размерности для синтеза одного подкласса информационных систем и планирования измерительного эксперимента // Измерительная техника. 2003. № 6. C. 3–6.
|
|
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:↓
[1] Шагиев Р. Г., Худякова Л. П., Альмухаметова Д. А. Масштабный переход при прогнозе гидравлической эффективности полимерных добавок с учетом деградации // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 4. С. 102–111.
[2] Aguilar G., Gasljevic K., Matthys E. F. Coupling between heat and momentum transfer mechanisms for drag reducing polymer and surfactant solutions // Journal of Heat Transfer. 1999. Vol. 121. No. 4. P. 796–802.
[3] Aguilar G., Gasljevic K., Matthys E. F. Asymptotes of maximum friction and heat transfer reductions for drag-reducing surfactant solutions // International Journal of Heat and Mass Transfer. 2001. № 44. P. 2835–2843.
[4] Жуков В. А., Ратнов А. Е., Жукова Н. П. Критериальные уравнения теплообмена в системах охлаждения ДВС при использовании присадок к охлаждающим жидкостям // Двигатели внутреннего сгорания. 2005. № 2. С. 27–30.
[5] Granville P. S. Scaling-up of pipe flow frictional data for drag reducing polymer solutions // Proceeding of the 2nd International Conference on Drag Reduction, BHRA. Cambridge, 1977. P. 1–12.
[6] Гареев М. М., Альмухаметова Д. А., Ахметвалиева Г. Ф. Обоснование методов прогнозирования эффективности противотурбулентных присадок при перекачке нефти и нефтепродуктов по трубопроводам разного диаметра // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2018. № 1. С. 10–15.
[7] Whitsitt N. F., Harrington L. G., Crawford H. R. Effect of wall shear stress on drag reduction of viscoelastic fluids. Proceedings of the Symposium on Viscous Drag Reduction held at the LTV Research Center; 1968 September 24–25, Dallas, Texas. Dallas, 1968. P. 265–280.
[8] Astarita G., Jr G. G., Nicodemo L. Phenomenological interpretation and сorrelation of drag reduction // American Institute of Chemical Engineers Journal. 1969. No. 15(4). P. 564–567.
[9] Lee W. K., Vaseleski R. C., Metzner A. B. Turbulent drag reduction in polymeric solution containing suspended // American Institute of Chemical Engineers Journal. 1974. No. 20(1). P. 128–133.
[10] Savins J. G., Seyer F. A. Drag reduction scale up criteria // Physics Fluids. 1977. Vol. 20(10). P. 78–84.
[11] Temperature and diameter effect on hydrodynamic characteristic of surfactant drag-reducing flows / Y. S. Indartono [et al.] // Korea-Australia Rheology Journal. 2005. Vol. 17(4). P. 157–164.
[12] Gasljevic K., Aguilar G., Matthys E. F. An improved diameter scaling correlation for turbulent flow of drag-reducing polymer solutions // Journal of Non-Newtonian Fluid Mechanics. 1999. Vol. 84. No. 2–3. P. 131–148.
[13] Aguilar G., Gasljevic K., Matthys E. F. Reduction of friction in fluid transport: experimental investigation // Revista Mexicana de Física. 2006. Vol. 52(5). P. 444–452.
[14] Ишмухаметов И. Т., Исаев С. Л., Лурье М. В., Макаров С. П. Трубопроводный транспорт нефтепродуктов. М. : Нефть и газ, 1999. 300 с.
[15] Об одном способе пересчета гидравлической эффективности противотурбулентных присадок на трубопроводах различного диаметра / В. В. Жолобов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 1. С. 12–19.
[16] Hoyt J. W., Sellin R. H. J. Scale effects in polymer solution pipe flow // Experiments in Fluids. 1993. Vol. 15. P. 70–74.
[17] Лурье М. В., Голунов Н. Н. Использование результатов стендовых испытаний малых противотурбулентных добавок для гидравлических расчетов промышленных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 4. С. 32–37.
[18] Дубинов А. Е., Дубинов И. Д., Сайков С. К. W-функция Ламберта и ее применение в математических задачах физики : учеб. пособие для вузов. Саров : РФЯЦ-ВНИИЭФ, 2006. 160 с.
[19] Синельников С. В., Жолобов В. В., Талипов Р. Ф. О масштабировании при прогнозировании гидравлической эффективности высокомолекулярной присадки в трубопроводах // Трубопроводный транспорт углеводородов: материалы III Всероссийской научно-практической конференции. Омск : Изд-во ОмГТУ, 2019. С. 49–57.
[20] Особенности работы магистрального нефтепровода с применением противотурбулентной присадки / А. И. Гольянов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 2. С. 36–43.
[21] Барамбойм Н. К. Механохимия высокомолекулярных соединений. М. : Химия, 1978. 383 с.
[22] Использование противотурбулентной присадки при транспортировке дизельного топлива по МНПП «Уфа–Западное направление» / К. Р. Ахмадуллин [и др.] // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2006. № 4. C. 3–6.
[23] Шагиев Р. Г., Гумеров А. Г., Худякова Л. П. Проблема деградации противотурбулентных присадок в трубопроводах углеводородного сырья // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 3. С. 41–47.
[24] Лангсхольт М. Экспериментальное исследование полимерных агентов снижения гидродинамического сопротивления в одно- и многофазных потоках. Влияние деградации, диаметра и особенностей трехфазного потока нефть – вода – газ // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 4. С. 42–51.
[25] Метод оценки эксплуатационных свойств противотурбулентных присадок / А. Д. Прохоров [и др.] // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1996. № 5. С. 13–15.
[26] Белоусов Ю. П. Противотурбулентные присадки для углеводородных жидкостей. Новосибирск : Наука, 1986. 145 с.
[27] Бейкер Дж., мл., Грейвс-Моррис П. Аппроксимации Паде. М. : Мир, 1986. 502 с.
[28] Жолобов В. В., Варыбок Д. И., Морецкий В. Ю. К вопросу определения функциональной зависимости гидравлической эффективности противотурбулентных присадок от параметров транспортируемой среды // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. № 4. С. 52–57.
|
|
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:↓
[1] Сборник задач по гидравлике : учеб. пособие; под ред. Л. Г. Колпакова. Уфа : Нефтегазовое дело, 2007. 120 с.
[2] Бэтчелор Дж. Введение в динамику жидкости / под ред. Р. Ю. Степанова. М. : Мир, 1973. 758 с.
[3] Ребиндер П. А. Физико-химическая механика дисперсных структур // Физико-химическая механика дисперсных структур. М. : Наука, 1966. С. 3–16.
[4] Виноградов Г. В., Малкин А. Я. Реология полимеров. М. : Химия, 1977. 440 с.
[5] Кирсанов Е. А., Матвеенко В. Н. Неньютоновское поведение структурированных систем : монография. М. : Техносфера, 2016. 383 с.
[6] Бибик Е. Е. Реология дисперсных систем. Л. : Изд-во ЛГУ, 1981. 171 с.
[7] Урьев Н. Б. Физико-химические основы технологии дисперсных систем и материалов. М. : Химия, 1988. 256 с.
[8] Хан Ч. Д. Реология в процессах переработки полимеров / пер. с англ. / под ред. Г. В. Виноградова, М. Л. Фридмана. М. : Химия, 1979. 368 с.
[9] Бартенев Г. М. Теория структурной вязкости дисперсных систем // Сб. Успехи коллоидной химии. М. : Наука, 1973. С. 174–183.
[10] Камьянов В. Ф., Аксенов В. С., Титов В. С. Гетероатомные компоненты нефти. Новосибирск : Наука, 1983. 238 с.
[11] Туманян Б. П. Научные и прикладные аспекты теории нефтяных дисперсных систем. М. : Техника, 2000. 336 с.
[12] Малкин А. Я., Хаджиев С. Н. О реологии нефти (обзор) // Нефтехимия. 2016. Т. 56. № 4. C. 303–314.
[13] Черникин В. И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. М. : Гостоптехиздат, 1958. 164 с.
[14] Девликамов В. В., Хабибуллин 3. А., Кабиров М. М. Аномальные нефти. М. : Недра, 1975. 168 с.
[15] Комплексное исследование реологических и адгезионных свойств нефтей в диапазоне температур кристаллизации / А. М. Шаммазов [и др.] // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 1998. № 4. С. 63–72.
[16] Реологические проблемы нефтегазоотдачи / А. X. Мирзаджанзаде [и др.] // Обзорная информация. Серия «Нефтепромысловое дело». М. : ВНИИОЭНГ, 1986. Вып. 16. 53 с.
[17] Реологические и теплофизические свойства пластичных смазок / Г. Б. Фройштетер [и др.] / под ред. Г. В. Виноградова. М. : Химия, 1980. 176 с.
[18] Кутуков С. Е., Гольянов А. И., Четверткова О. В. Становление трубной гидравлики: ретроспектива исследований гидравлических сопротивлений в трубах // Нефтяное хозяйство. 2019. № 7. С. 128–133.
[19] Кутуков С. Е., Фридлянд Я. М., Шматков А. А. Влияние вязкости нефти на энергоэффективность перекачки по магистральным нефтепроводам // «Трубопроводный транспорт–2017» : тезисы докладов XII Международной учебно-научно-практической конференции. Уфа : Изд-во УГНТУ, 2017. С. 425–429.
[20] Гарбарук А. В., Смирнов Е. М. Конспект лекций дисциплины «Течения вязкой жидкости и модели турбулентности: методы расчета турбулентных течений». Санкт-Петербург, 2010. 127 с.
[21] Оценка гидравлической эффективности нефтепроводов по данным мониторинга технологических режимов эксплуатации / П. А. Ревель-Муроз [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 1. С. 8–19.
[22] Гидродинамика нефтяных потоков: перспектива исследований гидравлических сопротивлений нефтепроводов / С. Е. Кутуков [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2019. № 8. С. 136–140.
[23] Осипов П. Ф. Гидроаэромеханика бурения и крепления скважин : учебное пособие. Ухта : Изд-во УГТУ, 2003. 204 с.
|
|
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:↓
[1] Davis P. M., Spence M., Larive J-F. Performance of European cross-country oil pipelines. Statistical summary of reported spillages in 2014 and since 1971. Bruxelles : CONCAWE, 2016. 54 p.
[2] Pipeline Leak Detection Expected to See Muted Growth Through 2020 // Pipeline & Gas Journal. November 2016. Vol. 243. No. 11. P. 68–70.
[3] Лурье М. В., Макаров П. С. Гидравлическая локация утечек нефтепродуктов на участке трубопровода // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 1998. № 12. С. 65–69.
[4] Лурье М. В., Зверев Ф. С. Метод зональной локации для обнаружения утечек нефти из трубопровода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. № 1. С. 48–51.
[5] Мамонова Т. Е. Метод определения утечки из нефтепровода, основанный на разности во времени давления // Известия Томского политехнического университета. 2013. Т. 323. № 1. С. 216–219.
[6] Леготкина Т. С., Хижняков Ю. Н. Метод определения места утечки нефти в нефтепроводе // Вестник ИжГТУ. 2014. № 1. С. 112–116.
[7] Стохастическая модель идентификации утечек / М. Г. Сухарев [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 4. С. 80–84.
[8] Оценка достоверности определения координаты утечки в нефтепроводе / А. М. Чионов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 4. C. 378–386.
[9] 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.
[10] Гольянов А. А. Анализ методов обнаружений утечек на нефтепроводах // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2002. № 10. С. 5–14.
[11] 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.
[12] Ландау Л. Д., Лифшиц Е. М. Теоретическая физика : в 10 т. Т. 2. Теория поля : учеб. пособие для вузов. 7-е изд., исправленное. М. : Наука, 1988. 512 с.
[13] Трубопроводный транспорт нефти: учебник для вузов в 2-х т. Том 1. / С. М. Вайншток [и др.]. М. : Недра-Бизнес-центр, 2004. 621 с.
[14] 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.
[15] 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.
[16] Механика жидкости и газа (гидравлика) : учебник / А. Д. Гиргидов. М. : ИНФРА-М, 2018. 704 с.
[17] Эйлер Л. Интегральное исчисление. Том 1. М. : ГИТТЛ, 1956. 416 с.
[18] Исаев И. А. Экспериментальное определение коэффициентов гидравлических сопротивлений в прямых нефтепроводных трубах и фитингах : В кн. Вопросы транспорта, хранения нефти и машиностроения / Труды Московского нефтяного института им. акад. И. М. Губкина. Вып. 17. М. : Гостоптехиздат, 1956. С. 112–168.
|
|
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:↓
[1] Persson H., Lonnermark A. Tank Fires : Review of fire incidents 1951–2003. Brandforsk Project 513-021 // SP Swedish National Testing and Research Institute, 2004. SP Report 2004:14. https://rib.msb.se/Filer/pdf%5C19108.pdf (дата обращения: 20.05.2020).
[2] Интегральный критерий оценки состояния системы молниезащиты и заземления объектов перекачки нефти / Л. Ю. Могильнер [и др.] // Безопасность труда в промышленности. 2017. № 2. С. 40–46.
[3] Khuzyaganiev I. A., Trusov K. A., Mogilner L. Yu. Standardization of lightning protection in oil and oil products pipeline transport : proceedings of the 34th International Conference on Lightning Protection – ICLP 2018. 12 p.
[4] Петрова Н. В., Чешко И. Д., Галишев М. А. Анализ практики экспертного исследования пожаров на объектах хранения нефти и нефтепродуктов // Вестник Санкт-Петербургского университета государственной противопожарной службы МЧС России. 2016. № 3. С. 40–46.
[5] Sekioka Shozo. Chapter 8 – Lightning protections of renewable energy generation systems / In book: Integration of Distributed Energy Resources in Power Systems. Implementation, Operation and Control. 2016. P. 193–228.
[6] Скрипко А. Н. Результаты исследований и пути совершенствования молниезащиты складов нефтепродуктов // Вестник полоцкого государственного университета. Серия В. Промышленность. Прикладные науки. 2016. № 11. С. 130–137.
[7] Черкасов В. Н. Защита взрывоопасных сооружений от молнии и статического электричества. 3-е изд., перераб. и доп. М. : Стройиздат, 1984. 80 с.
[8] Базелян Э. М., Райзер Ю. П. Физика молнии и молниезащиты. М. : Физматлит, 2001. 319 с.
[9] 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.
[10] Mogilner L. Yu., Vlasov N. A., Pankratov A. N. Improvement the testing of grounding and lightning protection systems for ensuring safe operation of oil transportation facilities : proceedings of the 12th ECNDT. 2018.
[11] Разработка технических решений по снижению экранирования катодных токов при электрохимической защите технологических площадок / С. В. Лукьянов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. С. 692–709.
[12] Диагностика защищенности подземных трубопроводов от электрохимической коррозии / И. Г. Блинов [и др.]. Уфа : Монография, 2020. 246 с.
|
|
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:↓
[1] Technical review of leak detection technologies. Volume I. Crude oil transmission pipelines. https://dec.alaska.gov/media/8147/vol1-crude-oil-transmission-pipeline.pdf (дата обращения: 23.03.2020).
[2] Каталог решений для промышленного обогрева. Продукты и проектные услуги. Tyco Thermal Controls LLC, 2012. http://raychem.com.ru/wp-content/uploads/2016/01/RU-IndustrialHeatTracing-TH-DOC2210_tcm506-35605.pdf. С. 78–79 (дата обращения: 23.03.2020).
[3] Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов при их транспортировке и хранении / Ф. Ф. Абузова [и др.]. М. : Недра, 1981. 248 с.
[4] Сафина И. С., Каузова П. А., Гущин Д. А. Оценка технического состояния резервуаров вертикальных стальных // Технадзор. 2012. № 3. С. 40–41.
[5] Юхим М. С. Анализ основных неисправностей и способов ремонта резервуарных емкостей для светлых нефтепродуктов // Ремонт. Восстановление. Модернизация. 2016. № 3. С. 15–19.
[6] Hogg R. S. Experience with cable-sensor-type leak detection systems for aboveground storage tanks : Paper presented at the XIX Annual ILTA International Operating Conference, 1999.
[7] Сощенко А. Е., Щурова Е. В., Мастобаев Б. Н. Основные фонды Главтранснефти: резервуары // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 5. С. 490–498.
|
|
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:↓
[1] Снижение проницаемости эластичных резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов / Ю. Н. Рыбаков [и др.] // Все материалы. Энциклопедический справочник. 2018. № 5. С. 13–16.
[2] Рыбаков Ю. Н., Дедов А. В., Ларионов С. В. Проницаемость полимерных материалов для технических средств хранения нефтепродуктов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. Т. 9. № 4. С. 440–443.
[3] Structure and properties of ultra-high molecular weight polyethylene filled with disperse hydroxyapatite / V. Maksimkin [et al.] // Inorganic Materials: Applied Research. 2012. Vol. 3. No. 4. Р. 288–295.
[4] Physicomechanical properties of a composite material based on ultrahigh-molecular-weight polyethylene filled with ceramic particles / F. S. Senatov [et al.] // Russian Metallurgy (Metally). 2012. No. 4. Р. 344–349.
[5] The influence of biaxial orientation on the mechanical properties of polyethylene filled with ZnO nanoparticles / P. A. Kechek [et al.] // Polymer Science, Series A. 2018. Vol. 60. No. 3. Р. 373–380.
[6] Optical properties of polyethylene filled with Bi2Te3 nanocrystallites / A. Y. Gamzayeva [et al.] // Semiconductors. 2019. Vol. 53. No. 2. Р. 224–228.
[7] Huafei C. W., Weiwei He. Z., Ch. Zh. Potentiating antilymphoma efficacy of chemotherapy using a liposome for integration of CD20 targeting, ultra-violet irradiation polymerizing, and controlled drug delivery // Nanoscale Research Letters. 2014. Vol. 9. No. 12. Р. 447.
[8] Singh А., Kumari К., Paban Р. Extrusion and evaluation of chitosan assisted AGNPS immobilized film derived from waste polyethylene terephthalate for food packaging applications // Journal of Packaging Technology and Research. 2017. Vol. 1. No. 3. Р. 165–180.
[9] The role of stable free radicals in the radiation-induced conductivity of low-density polyethylene / V. S. Saenko [et al.] // High Energy Chemistry. 2011. Vol. 45. No. 1. Р. 48–51.
[10] Kopylov V., Orekhov I. V., Petukhov V. V., Solomatin A. E. Gaseous detector of ionizing radiation for registration of coherent neutrino scattering on nuclei // Technical Physics Letters. 2014. Vol. 40. No. 3. Р. 185–187.
[11] Belgin Е. Е., Ayc G. A. Preparation and radiation attenuation performances of metal oxide filled polyethylene based composites for ionizing electromagnetic radiation shielding applications // Journal of Radioanalytical and Nuclear Chemistry. 2015. Vol. 306. No. 1. Р. 107–117.
[12] Şakalar Е., Mol S. A new measurement approach of ionizing radiation in irradiated trout (Oncorhynchus mykiss) by randomly polymorphic DNA-polymerase chain reaction // Journal of Food Science and Technology. 2016. Vol. 53. No. 5. Р. 2492–2496.
[13] Monitoring phthalates leaching into polyethylene terephthalate sterilized bottled water by ionizing radiation / M. Abboudi [et al.] // Journal of Food Measurement and Characterization. 2017. Vol. 11. No. 2. Р. 818–826.
[14] Simulation of the development of the mosaic surface structures in polyethylene / V. G. Nazarov [et al.] // Polymer Science Series B. 2009. Vol. 51. No. 4. Р. 367–372.
[15] Surface modification of granules of polyethylene terephthalate by fluorine-containing urethanes / S. V. Kudashev [et al.] // Russian Journal of Applied Chemistry. 2012. Vol. 85. No. 11. Р. 1764–1770.
[16] Effect of fluorination of ultrahigh-molecular-weight polyethylene and its composites on the surface structure and properties / V. G. Nazarov [et al.] // Russian Journal of Physical Chemistry B. 2018. Vol. 12. No. 6. Р. 1066–1075.
[17] Production and properties of fluorine-containing polyester composite monofilaments / S. V. Kudashev [et al.] // Fibre Chemistry. 2018. Vol. 49. No. 5. Р. 327–329.
[18] Sabet М., Hassan А., Ratnam С. Т. Electron beam irradiation of low-density polyethylene filled with metal hydroxides for wire and cable applications // Polymer Bulletin. 2012. Vol. 69. No. 9. Р. 1103–1114.
[19] Atabek L., Arslan S. C., Dogan F. Effect of reactive and nonreactive surface modifications and compatibilizer use on mechanical and flame-retardant properties of linear low-density polyethylene filled with huntite and hydromagnesite mineral // Journal of Thermal Analysis and Calorimetry. 2018. Vol. 134. No. 3. Р. 1657–1666.
[20] Ismaiilova R. S., Magerramov A. M., Kuliev M. M., Akhundova G. A. Electrical conductivity and dielectric permittivity of Υ-irradiated nanocomposites based on ultrahigh-molecular-weight polyethylene filled with α-SiO2 // Surface Engineering and Applied Electrochemistry. 2018. Vol. 54. No. 1. Р. 6–11.
|
|
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:↓
[1] Типовые расчеты при сооружении и ремонте нефтегазопроводов : учеб. пособие / Л. И. Быков [и др.]. СПб. : Недра, 2006. 824 с.
[2] Бородавкин П. П., Березин В. Л. Сооружение магистральных трубопроводов. М. : Недра, 1977. 408 с.
[3] Гумеров А. Г., Зубаиров А. Г., Векштейн М. Г. Капитальный ремонт подземных нефтепроводов. М. : Недра-Бизнес-центр, 1999. 525 с.
[4] Строительство магистральных трубопроводов: справочник / В. Г. Чирсков [и др.]. М. : Недра, 1991. 475 с.
[5] О фактических радиусах изгиба линейной части магистральных газопроводов / Р. М. Аскаров [и др.] // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2017. № 6. С. 28–33.
[6] Азметов Х. А., Шайбаков Б. Р. Определение технологических параметров капитального ремонта магистральных трубопроводов в условиях действия продольного сжимающего усилия в стенке труб // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2019. № 5. С. 95–103.
[7] Ремонт магистральных трубопроводов с ненормативными радиусами изгиба оси трубы // Деловой журнал Neftegaz.ru / Р. М. Аскаров [и др.]. 2019. № 12. С. 72–76.
[8] Айнбиндер А. Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость. Справочное пособие. М. : Недра, 1991. 288 с.
[9] Варшицкий В. М., Лебеденко И. Б., Фигаров Э. Н. Методика определения технологических параметров ремонта трубопровода с ненормативной кривизной // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 1. С. 17–21.
|
|
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:↓
[1] Проскуряков Р. М., Матвийчук Н. В., Родионова Д. А. Принципиальные проблемы при проектировании автоматических систем измерения в нефтепроводах и пути их решения // Международный научно-исследовательский журнал. 2016. № 12. Часть 3. С. 168–171.
[2] Современное состояние ведения учетных операций с нефтью и нефтепродуктами с применением измерительных систем в России / О. В. Аралов [и др.]. М. : Издательство Недра, 2019. 246 с.
[3] Панченков Г. М. Теория вязкости жидкости. М.–Л. : Гостоптехиздат, 1947. 158 с.
[4] Исследование методов расчета кинематической вязкости нефти в магистральном нефтепроводе / О. В. Аралов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 5. С. 97–105.
[5] Анализ измерения вязко-температурной зависимости бинарной нефтяной смеси / Р. Р. Ташбулатов [и др.] // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2018. № 2. С. 5–9.
[6] Severa L., Havliček M., Kumbar V. Temperature dependent kinematic viscosity of different types of engine oils // Acta Universitatis Agriculturae et Silviculturae Mendelianae Brunensis. August 2009. P. 95–102.
[7] Bizhan K. G., Mohammad R. D., Hossein P. Prediction of kinematic viscosity of petroleum fractions using artificial neural networks // Iranian Journal of Oil & Gas Science and Technology. 2014. Vol. 3. No. 2. P. 51–65.
[8] Вентцель Е. С. Теория вероятностей. М., 1969. 576 с.
[9] Ландау Л. Д., Лифшиц Е. М. Теоретическая физика. В 10 т. Т. 6. Гидродинамика. М. : Наука, 1986. 736 с.
[10] Елисеева И. И., Юзбашев М. М. Общая теория статистики. М. : Финансы и статистика, 2004. 656 с.
[11] Лойцянский Л. Г. Механика жидкости и газа. М. : Дрофа, 2003. 840 c.
[12] Павловский В. А. Чистов Л. А., Кучинский Д. М. Моделирование течений в трубе // Вестник Санкт-Петербургского университета. Прикладная математика. Информатика. Процессы управления. 2019. Т. 15. № 1. С. 93–105.
[13] Jimenz J. Turbulent flow over rough walls // Annual Review of Fluid Mechanics. 2004. No. 36. P. 173–196.
[14] Нестеров В. Н., Андреев И. П. Повышение точности турбинных преобразователей расхода с помощью метода обобщенных влияющих величин // Измерительная техника. 2017. № 4. С. 22–26.
|
|
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:↓
[1] Атмосферная коррозия углеродистой стали: моделирование и картографирование территории Российской Федерации / А. А. Михайлов [и др.] // Коррозия: материалы, защита. 2010. № 11. С. 1–10.
[2] Атмосферная коррозия цинка: картографирование скорости коррозии на европейской территории Российской Федерации / А. А. Михайлов [и др.] // Коррозия: материалы, защита. 2012. № 9. С. 1–5.
[3] Коррозивность приморских атмосфер / А. А. Михайлов [и др.] // Коррозия: материалы, защита. 2009. № 9. С. 1–6.
[4] Atmospheric corrosion in Thailand – from field test to laboratory accelerated chamber / N. Palsson [et al.] // Proceedings of European Corrosion Congress – EUROCORR 2019, Spain.
[5] Ефремов А. М., Макаренко А. В., Осина И. О. Исследование свойств антикоррозионных покрытий, нанесенных при отрицательных температурах // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 2. C. 78–81.
[6] Ревин П. О., Макаренко А. В., Осина И. О. Разработка и обоснование требований к ускоренным лабораторным испытаниям для прогнозирования срока службы антикоррозионных покрытий // Коррозия Территории Нефтегаз. 2018. № 1. С. 50–55.
|
|
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:↓
[1] Беспалов В. Я., Качалина Е. В. Сравнительные характеристики асинхронных двигателей с трехфазными и двухфазными обмотками для частотно-регулируемого электропривода // Электричество. 2010. № 7. C. 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. C. 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 частотно-регулируемому электроприводу // Наукові праці Донецького національного технічного університету. Серія: Електротехніка і енергетика. 2013. № 1. С. 211–216.
[8] Луговской С. В. Этапы, пройденные курским ОАО «Прибор», по вхождению в рынок однооборотных запорно-регулирующих и прямоходных электроприводов для трубопроводной арматуры // Известия Тульского государственного университета. Технические науки. 2011. № 5–2. С. 18–21.
[9] 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.
[10] Разработка типоразмерного ряда неполнооборотных электроприводов / Д. А. Дворников [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. № 4. C. 405–411.
|
|
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:↓
[1] Абалкин Л. Роль государства и борьба с экономическими догмами // Экономист. 1998. № 9. С. 3–11.
[2] Щербак А. А. Влияние естественных монополий на развитие хозяйственных систем : дис. … канд. экон. наук. СПб. : СПбГЭУ, 2018. 165 c.
[3] Сериков П. Ю. Развитие системы магистральных нефтепроводов с учетом мультипликативных эффектов межотраслевых взаимодействий : дис. … докт. экон. наук. М. : РАНХиГС, 2017. 370 c.
[4] Васильева Е. М., Васильев В. Б. Российские естественные монополии и федеральные законы // Экономическая наука современной России. 2016. № 4. С. 100–112.
[5] Белоусова Н. И. Структурное реформирование в сферах естественных монополий: условия новой реальности и старые проблемы // Научные труды Вольного экономического общества. 2020. Т. 223. № 3. С. 339–346.
[6] Милль Дж. С. Основы политической экономии. М. : Прогресс, 1980. Т. 1. 322 c.
[7] Numa G. Note sur le monopole naturel et le monopole pratique chez J. S. Mill // Revue Économique. 2010. Vol. 61. No. 2. P. 341–352.
[8] Маршалл А. Принципы экономической науки. М. : Дело ЛТД, 1993. Т. 2. 455 с.
[9] Королькова Е. И. Естественная монополия: регулирование и конкуренция // Экономический журнал ВШЭ. 2000. Т. 4. № 4. С. 528–551.
[10] Свитыч Н. Ю. Тенденции регулирования рынков естественных монополий : дис. … докт. экон. наук. Новосибирск : РАНХиГС, 2017. 273 с.
[11] Огнерубова Т. А. Эволюция теории естественной монополии // Вестник Тамбовского университета. Серия: Гуманитарные науки. 2009. № 2. С. 281–287.
[12] Карибов А. П. Эволюция теоретических взглядов на природу естественной монополии во второй половине XX века // Вестник Волгоградского государственного университета. Серия 3: Экономика. Экология. 2009(2):170–175.
[13] Малкина М. Ю., Абросимова О. Ю. Институциональный анализ естественных монополий в современной России // Журнал институциональных исследований. 2012. Т. 4. № 4. С. 117–132.
[14] Бутыркин А. Я. Естественные монополии: теория и практика регулирования. М. : Новый век, 2003. 148 с.
[15] Абросимова О. Ю. Естественные монополии в России: особенности развития и способы эффективного регулирования : автореф. дис. … канд. экон. наук. Н. Новгород : ННГУ им. Н. И. Лобачевского, 2012. 30 с.
[16] Айзенберг Н. И. Теоретические основы регулирования цен и тарифов в электроэнергетике // Теория и методы согласования решений : сборник научных трудов Института систем энергетики СО РАН. Новосибирск, 2009. С. 6–28.
[17] Baumol W. J. On the proper cost tests for natural monopoly in a multiproduct industry // The American Economic Review. 1977. Vol. 67. No. 5. P. 809.
[18] Baumol W. J., Blinder A. S. Economics principles and policy. New York : Harcourt Brace Jovanovich, 1979. 441 p.
[19] Baumol W. J., Panzar J. C., Willig R. D. Contestable markets and the theory of industry structure. New York, 1982. 497 р.
[20] Joskow P. L. Handbook of Law and Economics. Chapter 16: Regulation of natural monopoly. 2007. Vol. 2. P. 1227–1348.
[21] Sharkey W. The theory of natural monopoly. Cambridge : Cambridge University Press, 1982. 229 р.
[22] Shepherd W. C. The economics of industrial organization. Prentice Hall, 1988. 498 р.
[23] Hay D., Morris D. Industrial economics and organization: theory and evidence. Oxford University Press, 1991. 704 р.
[24] Laffont J., Tirole J. A theory of incentives in procurement and regulation. Cambridge : MIT Press, 1993. 746 р.
[25] Gasmi F., Laffont J., Sharkey W. The natural monopoly test reconsidered: an engineering process-based approach to empirical analysis in telecommunications // International Journal of Industrial Organization. 2002. No. 20. Р. 435–459.
[26] Dilorenzo T. The myth of natural monopoly // The Review of Austrian Economics. 1996. Vol. 9. No. 2. P. 43–58.
[27] Дилоренцо Т. Происхождение антимонопольного регулирования: риторика и реальность // Экономическая политика. 2007. № 3. С. 60–71.
[28] Лившиц В. Н., Васильева Е. М. Идентификация естественных монополий в системе государственного управления экономикой России // Вестник института экономики Российской академии наук. 2017. № 6. С. 153–168.
[29] Федотовская О. А., Айрапетова А. Г. Проблемы определения естественной монополии в современной экономике // Фундаментальные исследования. 2014. № 9–4. С. 834–837.
[30] Васильева Е. М. Формирование оценок эффективности естественно-монопольных производственных систем. М. : Либроком, 2008. 176 с.
[31] Райзберг Б. А., Лозовский Л. Ш., Стародубцева Е. Б. Современный экономический словарь. М. : Инфра-М, 1998. 479 с.
[32] Князева И. В. Антимонопольная политика в России : учеб. пособие. М. : Омега-Л, 2008. 493 с.
[33] Саакян Ю. З. О необходимости внесения корректировок в определение понятия субъекта естественной монополии // Академия энергетики. 2009. № 3. С. 10–11.
[34] Игошина Д. Р. Институциональный пробел в определении естественной монополии как экономического субъекта // Современные проблемы науки и образования. 2014. № 6. С. 402–409.
[35] Москалевич Г. Н. Естественная монополия в Евразийском экономическом союзе: понятие, сущность, виды и сферы деятельности // Траектория науки: электронный научный журнал. 2016. № 6(9).
[36] Гриднев П. Н., Фролов С. А. Теоретические подходы к изучению понятия «естественная монополия», экономические и правовые условия ее существования // Современные научные исследования и инновации. 2017. № 3. С. 519–523.
[37] Хайкин М. М., Кныш В. А. Естественные монополии в российской экономике: выбор модели регулирования // Управленческое консультирование. 2017. № 5. С. 44–55.
[38] Студенцов В. Б. Государство и естественные монополии // Мировая экономика и международные отношения. 1995. № 9. С. 86–92.
[39] Кайль А. Н., Петрусева Н. А. Комментарий к федеральному закону от 17 августа 1996 г. № 147-ФЗ «О естественных монополиях». Саратов : Ай Пи Эр Медиа, 2010. 334 с.
[40] Энергетика и право: сборник статей. Под ред. П. Г. Лахно. М. : Юрист, 2008. 639 с.
[41] Саакян Ю. Государственное регулирование естественных монополий и его границы. http://www.ipem.ru/news/publications/398.html (дата обращения: 23.04.2020).
[42] Жабинская И. С., Мартыненко А. С. Естественные монополии и их роль в экономике России // Научно-методический электронный журнал «Концепт». 2020. № 5. С. 193–200.
[43] Буркеева И. С. Природа и функции естественных монополий // Вестник Оренбургского государственного университета. 2010. № 8. С. 9–13.
[44] Пономарева Е. А. Теоретические и практические аспекты тарифной политики в отношении субъектов естественных монополий : дис. … канд. экон. наук. М. : Институт экономической политики им. Е. Т. Гайдара, 2018. 243 с.
[45] Криволапов Г. Н. Эффективность функционирования естественных монополий в системе экономических отношений : автореф. дис. … канд. экон. наук. Оренбург : Оренбургский государственный аграрный университет, 2006. 22 с.
[46] Латышев А. Ю. Противоречия развития современных монополий: теория и российская практика // Вестник Челябинского государственного университета. 2014. № 9. С. 78–88.
[47] Власенко О. В., Тарасов Д. С. Естественные монополии и их проблемы в экономике России // Сибирский торговоэкономический журнал. 2016. № 4. С. 74–76.
[48] Белоусова Н. И. Практика проведения реформ и теоретические модели государственного регулирования естественных монополий. М. : ЛИБРОКОМ, 2008. 107 с.
[49] Субаддитивность затрат как индикатор целесообразности реформирования глобального естественного монополиста. Семинар № 1. https://www.hse.ru/org/hse/expert/cost_subadditiveness (дата обращения: 26.04.2019).
[50] Белоусова Н. И., Васильева Е. М. Вопросы теории государственного регулирования и идентификации естественных монополий. М. : URSS, 2006. 318 с.
[51] Васильева Е. М. Методология моделирования оценок эффективности деятельности естественно-монопольных производственных систем : автореф. дис. … докт. эконом. наук. М. : ИСА РАН, 2009. 52 с.
[52] Белоусова Н. И., Васильева Е. М., Лившиц В. Н. Моделирование оценок эффективности в задачах структурного регулирования естественно-монопольных корпораций. https://www.hse.ru/data/2010/05/12/1217374339/Белоусова%20Н..doc (дата обращения: 23.04.2020).
[53] Белоусова Н. И., Васильева Е. М., Лившиц В. Н. Модели идентификации естественных монополий и государственного управления ими (возможности расширения классической теории) // Экономика и математические методы. 2012. Т. 48. № 3. С. 64–78.
[54] Белоусова Н. И., Васильева Е. М. Об актуальном направлении стратегического анализа в сфере естественных монополий // Российский экономический журнал. 2014. № 1. С. 76–83.
[55] Белоусова Н. И. Формирование естественно-монопольных характеристик деятельности как статистических показателей // Повышение открытости отечественной статистики : материалы Международной научно-практической конференции, посвященной профессиональному празднику – Дню работника статистики. М. : РЭУ им. Г. В. Плеханова, 2016. С. 17–21.
[56] Белоусова Н. И., Васильева Е. М. Естественно-монопольные индикаторы деятельности: теоретические и прикладные аспекты анализа // Труды ИСА РАН. 2018. Т. 68. № 3. С. 69–82.
[57] Белоусова Н. И. О включении естественно-монопольной специфики в систему стратегического менеджмента инфраструктурной компании // Теория и практика экономики и предпринимательства. XVI Всероссийская с международным участием научно-практическая конференция : сборник трудов. М. : ИП Зуева Т. В., 2019. С. 5–7.
[58] Белоусова Н. И., Васильева Е. М. Особенности моделирования инфраструктурных технологий с учетом изменений законодательства по естественным монополиям // Труды Института системного анализа Российской академии наук (ИСА РАН). 2019. Т. 69. № 3. С. 17–27.
[59] Оптимизация планирования и управления транспортными системами. Под ред. В. Н. Лившица. М. : Транспорт, 1987. 208 с.
[60] Лившиц В. Н. Основы системного мышления и системного анализа. М. : Институт экономики РАН, 2013. 54 c.
| 