|
Проектирование, строительство и эксплуатация |
126-135 |
Экспресс-метод калибровки математической модели взаимодействия подземного трубопровода с вмещающими мерзлыми грунтами
А. Ю. Гунар a, В. З. Хилимонюк a, Л. Н. Хрусталев a, Э. А. Пелих b, А. А. Коротков b
a Московский государственный университет имени М. В. Ломоносова (МГУ имени М. В. Ломоносова), 119991, Россия, Москва, ГСП-1, Ленинские горы, 1
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-2-126-135
Аннотация: Вопрос повышения точности прогнозных расчетов при тепловом моделировании взаимодействия инженерных сооружений и вмещающих их многолетнемерзлых грунтов остается актуальным несмотря на то, что выбор программных продуктов, позволяющих проводить соответствующие расчеты, сегодня крайне велик. Точность прогнозного расчета определяется прежде всего исходными данными, закладываемыми в математическую модель. В этой связи первоочередной задачей является подбор адекватного набора исходных данных или калибровка математической модели. Авторами разработан экспресс-метод калибровки математической модели взаимодействия подземного трубопровода с многолетнемерзлым грунтом, позволяющий осуществлять калибровку, в том числе при отсутствии специальных наблюдений в системе «трубопровод – окружающая среда». В основу экспресс-метода положено решение обратной задачи Стефана методом эквивалентной температуры, сокращение количества исходных данных за счет замены многочисленных климатических параметров их интегральной характеристикой, а также использование аналитического математического аппарата модели вместо численного. Описанный в статье алгоритм может быть реализован несложной компьютерной программой, что позволит осуществлять многошаговый процесс калибровки в автоматическом режиме за считанные минуты.
Ключевые слова: многолетнемерзлые грунты, подземный трубопровод, прогнозное моделирование, система «трубопровод – грунт», задача Стефана, калибровка модели, граничные условия первого рода, граничные условия третьего рода, численно-аналитическая модель.
Для цитирования:
Экспресс-метод калибровки математической модели взаимодействия подземного трубопровода с вмещающими мерзлыми грунтами / А. Ю. Гунар [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 2. С. 126–135.
Список литературы:↓
[1] Горелик Я. Б., Паздерин Д. С. Корректность постановки и решения задач по прогнозу динамики температурных полей в основании сооружений на многолетнемерзлых грунтах // Криосфера Земли. 2017. Т. 21. № 3. С. 49–59.
[2] Численное моделирование термического состояния криолитозоны в условиях меняющегося климата / П. П. Пермяков [и др.] // Наука и образование. 2016. № 2. C. 43–48.
[3] Новиков П. А., Александров А. А., Ларионов В. И. Оценка результатов прогнозирования ореола оттаивания вокруг трубопровода на участках с многолетнемерзлыми грунтами // Вестник МГТУ им. Н. Э. Баумана. Серия: Естественные науки. 2013. № 1. C. 73–81.
[4] Лыков А. В. Теория теплопроводности. М. : Высшая школа, 1967. 600 с.
[5] Порхаев Г. В. Тепловое взаимодействие зданий и сооружений с вечномерзлыми грунтами. М. : Наука, 1970. 208 с.
[6] Хрусталев Л. Н. Температурный режим вечномерзлых грунтов на застроенной территории. М. : Наука, 1971. 168 с.
|
|
136-144 |
Оптимизация проектных решений при прокладке магистральных трубопроводов в условиях островной и прерывистой мерзлоты
Х. Ш. Шамилов a, Р. М. Каримов a, А. К. Гумеров a, А. Р. Валеев a, Р. Р. Ташбулатов a
a Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ), 450062, Россия, Уфа, ул. Космонавтов, 1
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-2-136-144
Аннотация: Представлены результаты численных экспериментальных исследований по оптимизации проектных решений при прокладке участков магистральных трубопроводов в условиях распространения прерывистой и островной мерзлоты. Обоснована нецелесообразность использования надземного способа прокладки трубопровода на опорах при незначительной протяженности зон многолетнемерзлых пород. В качестве альтернативы указан метод подземного закрепления участков с помощью специально разработанных анкерных опор на гибких тягах. При расчете конструкции опор учитываются особенности знакопеременных сезонных нагрузок, возникающих при различных вариантах оттаивания траншей в мерзлых породах под действием температуры окружающей среды и самого трубопровода. С целью оценки напряженно-деформированного состояния отклонившихся от проектного положения подземных участков трубопровода разработана многофакторная конечно-элементная модель, позволяющая рассчитать допустимые нагрузки и определить места опасных сечений для выбора максимального шага расстановки опор. В результате расчетов подтверждена нецелесообразность использования теплоизоляции, вес которой многократно увеличивает уровень напряженности на опасных сечениях как при всплытии, так и при провисании трубопровода в оттаившей траншее. Для трубопровода диаметром 1200 мм определены допустимые значения протяженности пролетов – максимальный шаг расстановки подземных опор. Проведены оптимизационные расчеты для различных сочетаний постоянных и переменных нагрузок, по результатам которых подтверждена возможность сокращения количества опорных конструкций путем исключения теплоизоляции, ограничения температуры монтажа и укладки упругим изгибом в направлении, обратном направлению стрелы прогнозируемого прогиба оси трубопровода.
Ключевые слова: подземный трубопровод, островная мерзлота, сезонное оттаивание грунтов, бугор пучения, устойчивость трубопровода, напряженно-деформированное состояние, проектные решения.
Для цитирования:
Оптимизация проектных решений при прокладке магистральных трубопроводов в условиях островной и прерывистой мерзлоты / Х. Ш. Шамилов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 2. С. 136–144.
Список литературы:↓
[1] Allen L., et al. The trans-Alaska pipeline. Vol. 1: The Beginning. Vol. 2: South to Valdez. Seattle : Scribe Publishing Corp.; 1975.
[2] Иваницкая Е. В. Опыт мониторинга уникального Трансаляскинского нефтепровода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011. № 1. С. 96–101.
[3] Создание и реализация инновационных технологий строительства в проектах развития нефтепроводной структуры Западной Сибири (проекты «Пурпе – Самотлор», «Заполярье – Пурпе») / Ю. В. Лисин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 4. С. 6–11.
[4] Конструктивные решения термостабилизаторов грунтов и оценка их эффективности для обеспечения твердомерзлого состояния грунтов оснований фундаментов при надземной прокладке трубопровода / А. Н. Сапсай [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 1. С. 36–41.
[5] Смирнов В. В., Земенков Ю. Д. Проблемы обеспечения надежности эксплуатации сооружений в криолитозоне // Инновации в науке. 2013. № 25. С. 57–65.
[6] Хрусталев Л. Н., Чебунина М. Ю. Выбор оптимальных решений по прокладке магистральных нефтепроводов в криолитозоне // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2012. № 5. С. 20–24.
[7] Российские магистральные трубопроводы на мерзлоте: практика изысканий, проектирования, строительства и эксплуатации / Д. Шмелев [и др.] : материалы Пятой конференции геокриологов России «Геотехника в криолитозоне». М. : МГУ им. М. В. Ломоносова, 2016. С. 235–240.
[8] Андреев А. А. Анализ перспективы строительства магистрального газопровода «Сила Сибири» в условиях сейсмичности и вечномерзлых грунтов // Молодой ученый. 2015. № 10. С. 134–139.
[9] Строкова Л. А., Ермолаева А. В. Природные особенности строительства магистрального газопровода «Сила Сибири» на участке Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение – Ленск // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2015. Т. 326. № 4. С. 41–55.
[10] Андреев А. А. Природные условия строительства участка магистрального газопровода «Сила Сибири» // Вестник магистратуры. 2016. № 3–1. С. 22–29.
[11] Шамилов Х. Ш., Десяткин Д. П. Особенности проектирования трубопроводов в зонах распространения островной мерзлоты // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2019. № 3. С. 24–28.
[12] Об обеспечении устойчивости подземных магистральных трубопроводов на талых участках многолетнемерзлых грунтов / Х. Ш. Шамилов [и др.] // Нефтегазовое дело. 2015. Т. 13. № 2. С. 111–118.
[13] Shamilov Kh. Sh., Sultanmagomedov S. M. Device for ensuring the design position of underground main pipelines in permafrost. Oil and Geoecology: Abstracts of the I International School-Seminar of Young Scientists and Students. Baku : OGI, Nana, 2018. P. 131–134.
|
|
Прочность, надежность, долговечность |
|
145-151 |
Лабораторные исследования магнитно-анизотропного метода контроля напряженно-деформированного состояния трубопроводов
Л. Ю. Могильнер a, Н. Н. Скуридин a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-2-145-151
Аннотация: Оценка напряженно-деформированного состояния – один из важнейших этапов при определении работоспособности металлоконструкций, условий их безопасной эксплуатации и остаточного ресурса. Однако до настоящего времени отсутствуют хорошо апробированные технологии, которые позволяли бы определять данную характеристику стальных трубопроводов и корпусов оборудования при диагностировании в условиях эксплуатации. Цель статьи – анализ возможности применения для этого магнитно-анизотропного метода. Метод основан на фиксации магнитных полей рассеяния, возникающих над поверхностью ферромагнитного металла, который под влиянием внешней нагрузки становится анизотропным либо меняет параметры своей анизотропии. Проведена оценка погрешности измерений при использовании магнитно-анизотропного метода. Описаны результаты лабораторных наблюдений за изменением магнитных свойств образцов из трубной стали в упругой и упругопластической областях. Показано, что измерения свойств материала с применением магнитно-анизотропного метода можно трактовать в рамках общепринятых моделей поведения металла под нагрузкой. Указано на необходимость калибровки оборудования на трубных сталях с учетом марки и, возможно, химического состава стали, способа производства трубы, исходной анизотропии металла перед нагружением. Для фиксации перехода металла в упругопластическое состояние следует измерять параметры магнитной анизотропии металла до и после нагрузки либо при возрастании нагрузки фиксировать момент перехода каким-либо альтернативным методом.
Ключевые слова: напряженно-деформированное состояние металла, диагностика трубопроводов, магнитная анизотропия, главные механические напряжения, деформация металла, разность главных механических напряжений
Для цитирования:
Могильнер Л. Ю., Скуридин Н. Н. Лабораторные исследования магнитно-анизотропного метода контроля напряженно-деформированного состояния трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 2. С. 145–151.
Список литературы:↓
[1] Влияние напряженно-деформированного состояния на предельное состояние трубопровода / Ю. В. Лисин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. № 4. С. 12–16.
[2] К вопросу применения магнитного метода НК для определения напряженно-деформированного состояния металлоконструкций / Э. С. Горкунов [и др.] // В мире неразрушающего контроля. 2016. Т. 19. № 3. С. 43–46.
[3] Вонсовский С. В. Магнетизм. М. : Наука, 1971. 1032 с.
[4] Жуков С. В., Копица Н. Н. Дефект – условие разрушения? // Трубопроводный транспорт: Теория и практика. 2006. № 1. С. 84–87.
[5] Ляпичев Д. М., Житомирский Б. Л. Современные подходы к организации мониторинга напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов компрессорных станций // Газовая промышленность. 2016. № 11. С. 46–53.
[6] Analysis of stress strain state of X-60 pipe weld joints employing magnetic-anisotropy indicator of mechanical stress / H. Suliman [et al.] // Engineering. 2016. Vol. 8. № 7. P. 499–508. http://dx.doi.org/10.4236/eng.2016.87046 (дата обращения: 09.10.2019).
[7] Антонов А. А., Летуновский А. П. Возможности оценки остаточных напряжений в сварных конструкциях // В мире неразрушающего контроля. 2018. Т. 21. № 1. С. 10–12.
[8] Мехонцев Ю. Я. Магнитоупругие датчики для исследования остаточных напряжений. В кн.: Остаточные напряжения в заготовках и деталях крупных машин / Под общ. ред. О. Н. Михайлова. Свердловск : НИИТЯЖМАШ Уралмашзавода, 1971. С. 91–111.
[9] Сканер механических напряжений STRESSVISION. https://stressvision.ru/ (дата обращения: 09.10.2019).
[10] Голофаст С. Л. Влияние статистического разброса предела текучести трубной стали марки 17Г1С на прочностную надежность магистральных газопроводов // Безопасность труда в промышленности. 2019. № 2. С. 42–47.
|
|
152-165 |
Обеспечение прочности и устойчивости стенки резервуаров при ремонте с использованием усиливающих рам жесткости
А. Н. Задумин a, Е. Г. Ильин a, М. В. Лиховцев a, А. А. Катанов a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-2-152-165
Аннотация: Устранение дефектов металла и сварных швов стенок вертикальных цилиндрических резервуаров возможно методом вырезки и замены удаленных фрагментов ремонтными вставками с использованием рам жесткости. При этом в нормативных документах отсутствуют методики расчета таких усиливающих элементов и собственно конструкции стенки резервуара с данными элементами. С целью оценки прочности и устойчивости стенки резервуара и рамы жесткости во время проведения ремонтных работ выполнено компьютерное моделирование и проведены расчеты напряженно-деформированного состояния указанных металлоконструкций. В рамках исследования рассмотрены основные российские и зарубежные нормативные документы, регламентирующие нагрузки и методики расчета устойчивости стенки резервуара, проанализированы публикации, посвященные расчету устойчивости стенки резервуара с применением компьютерного моделирования. Приведены результаты компьютерного моделирования и расчетов на прочность и устойчивость в зависимости от снеговой и ветровой нагрузок. По итогам выполненных работ сделаны следующие выводы: 1) расчеты должны учитывать ветровую нагрузку, действующую под углом 40° к вырезаемому фрагменту; 2) допустимые размеры одной вставки не должны превышать габариты одного листа пояса резервуара; 3) не рекомендуется одновременная вырезка и замена более чем одного фрагмента; 4) при необходимости возможность одновременной вырезки проемов в двух и более местах должна определяться расчетом, учитывающим взаимное влияние количества, расположения и размеров проемов на напряженно-деформированное состояние стенки резервуара и рам жесткости.
Ключевые слова: вертикальный стальной резервуар, дефекты резервуаров, ремонт резервуаров, ремонтная вставка, расчет на прочность, расчет на устойчивость, напряженно-деформированное состояние металла, ветровые нагрузки, снеговые нагрузки.
Для цитирования:
Обеспечение прочности и устойчивости стенки резервуаров при ремонте с использованием усиливающих рам жесткости / А. Н. Задумин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 2. С. 152–165.
Список литературы:↓
[1] Комаров П. А. Определение радиуса вальцовки ремонтных вставок при ремонте стальных резервуаров, изготовленных методом рулонирования // Вестник Самарского государственного технического университета. Серия «Технические науки». 2012. № 4. C. 215–220.
[2] Тян В. К., Комаров П. А., Худяков О. В. Системный анализ и прогноз поведения металлоконструкций при ремонте стальных резервуаров, изготовленных методом рулонирования // Известия Самарского научного центра Российской академии наук. 2012. Т. 14. № 1–2. С. 435–438.
[3] Maraveas C., Balokas G. A., Tsavdaridis K. D. Numerical evaluation on shell buckling of empty thin-walled steel tanks under wind load according to current American and European design codes // Thin-Walled Structures. 2015. Vol. 95. P. 152–160.
[4] Khuram S., Sagheer A., Himayat U. Effect of geometric imperfection on buckling strength of cylindrical shells. Islamabad and MED UET Taxila, 2007. P. 179–188.
[5] Stasiewicz P., Pawa J. Analytical and experimental studies of stability of cylindrical shells with a cut-out // Mechanics and Mechanical Engineering. 2013. Vol. 17. No. 2. P. 167–176.
[6] Miladi S., Razzaghi M. S. A parametric study on inelastic buckling in steel cylindrical shells with circular cutouts // International Journal of Advanced Structural Engineering. 2014. No. 6. Article number: 47.
[7] Прокопало Е. Ф., Саверская М. А. Устойчивость цилиндрических оболочек, ослабленных круговыми отверстиями при осевом сжатии // Проблеми обчислювальної механіки і міцності конструкцій. 2012. Вып. 20. С. 292–299.
[8] Maraveas C., Balokas G. A., Tsavdaridis K. D. Numerical evaluation on shell buckling of empty thin-walled steel tanks under wind load according to current American and European design codes // Thin-Walled Structures. 2015. Vol. 95. No. 10. P. 152–160.
|
|
166-171 |
Прогнозирование предельного давления трубопровода с точечным коррозионным дефектом с помощью искусственной нейронной сети
К. Т. Чин a, Т. Арумугам a, С. Каруппанан a, М. Овинис a
a 32610, Малайзия, Сери Искандар, штат Перак, Технологический университет ПЕТРОНАС
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-2-166-171
Аннотация: Описываются разработка и применение искусственной нейронной сети (ИНС) для прогнозирования предельного давления трубопровода с точечным коррозионным дефектом, подверженного воздействию только внутреннего давления. Модель ИНС разработана на основе данных, полученных по результатам множественных полномасштабных испытаний на разрыв труб API 5L (класс от X42 до X100). Качество работы модели ИНС проверено в сравнении с данными для обучения, получен коэффициент детерминации R2 = 0,99. Модель дополнительно протестирована с учетом данных о предельном давлении корродированных труб API 5L X52 и X80. Установлено, что разработанная модель ИНС позволяет прогнозировать предельное давление с приемлемой погрешностью. С использованием данной модели проведена оценка влияния длины и глубины коррозионных дефектов на предельное давление. Выявлено, что глубина коррозии является более значимым фактором разрушения корродированного трубопровода.
Ключевые слова: коррозия трубопровода, предельное давление, внутреннее давление, искусственная нейронная сеть
Для цитирования:
Прогнозирование предельного давления трубопровода с точечным коррозионным дефектом с помощью искусственной нейронной сети / К. Т. Чин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 2. С. 166–171.
Список литературы:↓
[1] Dai L., Wang D., Wang T., Feng Q., Yang X. Analysis and comparison of long-distance pipeline failures. Journal of Petroleum Engineering. 2017. P. 1–7.
[2] Mohd M. H., Lee B. J., Cui Y., Paik J. K. Residual strength of corroded subsea pipelines subject to combined internal pressure and bending moment. Ships and Offshore Structures. 2015;10(5):1–11.
[3] Renato S. M., Helder L. D. G., Silvana M. B. A., Ramiro B. W., Nadege B., Paulo R. M. L., Edmundo Q. A. Comparative studies for failure pressure prediction of corroded pipelines. Engineering Failure Analysis. 2017(81):178–192.
[4] Ferreira A. D. M., Souza A. H. T., Willmersdorf R. B., Afonso S. M. B., Lyra P. R. M. A general procedure to model and to analyze pipelines with real defects caused by corrosion measured in situ. Rio Pipeline Conference and Exposition. Rio de Janeiro. 2009. P. 1–8.
[5] Motta R. S., Afonso S. M. B., Willmersdorf R. B., Lyra P. R. M., Andrade E. Q. Automatic modeling and analysis of pipelines with colonies of corrosion defects. Mecanica Computacional.Proceedings de congresos organizados por la Asociacion Argentina de Mecanica Computacional; 2010 November 15–18; Buenos Aires, Argentina. Vol. XXIX. P. 7871–7890.
[6] Stolte C., Tang D., Hanrahan P. Query, analysis, and visualization of hierarchically structured data using Polaris. Proceedings of the Eighth ACM SIGKDD International Conference on Knowledge Discovery and Data Mining. 2002. P. 112–122.
[7] Jiawei H., Kamber M. Data mining: concepts and techniques. Morgan Kaufmann, 2011. 500 p.
[8] Berral-Garcia J. L. A quick view on current techniques and machine learning algorithms for big data analytics. 18th International Conference on Transparent Optical Networks (ICTON); 2016 July 10–14, Trento, Italy; 2016.
[9] Wu X., Zhu X., Wu G., Ding W. Data mining with big data. IEEE Transaction on Knowledge and Data Engineering. 2014;26(1):97–107.
[10] Silva R., Guerreiro J., Loula A. A study of pipe interacting corrosion defects using the FEM and neural networks. Advances in Engineering Software. 2007;38(11):868–875.
[11] De Masi G., Vichi R., Gentile M., Bruschi R., Gabetta G. A neural network predictive model of pipeline internal corrosion profile. 2014 First International Conference on Systems Informatics, Modelling and Simulation; 2014 April 29 – May 1, Sheffield (UK). P. 18–23.
[12] Xia X., et al. An artificial neural network for predicting corrosion rate and hardness of magnesium alloys. Materials & Design. 2016. Vol. 90. P. 1034–1043.
[12] Xia X., Nie J., Davies C., Tang W., Xu S., Birbilis N. An artificial neural network for predicting corrosion rate and hardness of magnesium alloys. Materials & Design. 2016(90):1034–1043.
[13] El-Abbasy M. S., Senouci A., Zayed T., Mirahadi F., Parvizsedghy L. Artificial neural network models for predicting condition of offshore oil and gas pipelines. Automation in Construction. 2014(45):50–65.
[14] Zangenehmadar Z., Moselhi O. Assessment of remaining useful life of pipelines using different artificial neural networks models. Journal of Performance of Constructed Facilities. 2016;30(5):04016032.
[15] Aydin M. M., Yildirim M. S., Karpuz O., Ghasemlou K. Modeling of driver lane choice behavior with artificial neural networks (ANN) and linear regression (LR) analysis on deformed roads. Computer Science & Engineering: An International Journal. 2014;4(1):47–57.
[16] Bjornoy O. H., Rengard O., Fredheim S. Residual strength of dented pipelines, DNV test results. 10th International Offshore and Polar Engineering Conference; 2000 May 28 – June 2; Seattle, USA. 2000.
[17] Mok D., Pick R., Glover A. J. M. P. Behavior of line pipe with long external corrosion. Materials Performance. 1990;29(5).
[18] Benjamin A. C., Vieira R. D., Freire J. L. F., Castro J. T. P. D. Burst tests on pipeline with long external corrosion. Vol. 2: Integrity and Corrosion; Offshore Issues; Pipeline Automation and Measurement; Rotating Equipment, 2000.
[19] Cronin D. S., Roberts K. A., Pick R. J. Assessment of long corrosion grooves in line pipe. Vol. 1: Regulations, Codes, and Standards; Current Issues; Materials; Corrosion and Integrity. 1996.
[20] Noronha D. B., Benjamin A. C., Andrade E. Q. Finite element models for the prediction of the failure pressure of pipelines with long corrosion defects. 4th International Pipeline Conference; 2002 September 29 – October 3; Calgary, Alberta, Canada. Part A and B. 2002. P. 1751–1758.
[21] Mok D., Pick R., Glover A., Hoff R. Bursting of line pipe with long external corrosion. International Journal of Pressure Vessels and Piping. 1991;46(2):195–216.
[22] Freire J., Vieira R., J Castro., Benjamin A. Part 3: Burst tests of pipeline with extensive longitudinal metal loss. Experimental Techniques. 2006;30(6):60–65.
[23] Benjamin A. C., Freire J. L. F., Vieira R. D., Diniz J. L. C., Andrade E. Q. D. Burst tests on pipeline containing interacting corrosion defects. 24th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering; 2005 June 12–17; Halkidiki, Greece. 2005;3:403–417.
[24] Besel M., Zimmermann S., Kalwa C., Köppe Theo, Liessem A. Corrosion assessment method validation for highgrade line pipe. 2010 8th International Pipeline Conference; 2010 September 27 – October 1; Calgary, Alberta, Canada. 2010;4:385–394.
[25] Choi J., Goo B., Kim J., Kim Y., Kim W. Development of limit load solutions for corroded gas pipelines. International Journal of Pressure Vessels and Piping. 2003;80(2):121–128.
[26] Arumugam T. Residual strength analysis of corroded pipeline subjected to internal pressure and compressive stress. Universiti Teknologi PETRONAS; 2019.
[27] Cosham A., Hopkins P., Macdonald K. Best practice for the assessment of defects in pipelines – corrosion. Engineering Failure Analysis. 2007;14(7):1245–1265.
|
|
Товарно-транспортные операции и метрологическое обеспечение |
|
172-177 |
Оценка совместимости типов нефти при смешении для совместной транспортировки
А. А. Шматков a, Н. В. Штонда a, Ю. Н. Олудина a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-2-172-177
Аннотация: Транспортировка по системе магистральных трубопроводов нефтей различного состава, существенно различающихся по своим свойствам и показателям качества, возможна при определенном усреднении качества нефти в грузопотоках путем применения технологии смешения. При этом может возникнуть проблема несовместимости нефтей, проявляющаяся в виде аномального изменения показателей качества и физико-химических свойств нефти или интенсивного выпадения твердых отложений. В научной литературе встречается большое количество работ, посвященных изучению данной проблемы, однако комплексный подход к оценке совместимости нефтей при транспортировке по разветвленной системе магистральных нефтепроводов до сих пор отсутствовал. Авторами настоящей статьи предложен подход, в основе которого – оценка совместимости нефтей при смешении по критериям плотности, вязкости и коллоидной стабильности. Реализация подхода проиллюстрирована на примере пункта смешения, где формируется смесь из двух различных по качеству нефтей. По результатам анализа установлено, что оценка совместимости нефтей с учетом разработанных критериев позволяет сделать вывод о целесообразности смешения конкретных типов нефтей либо об их оптимальных соотношениях при смешении, исключив тем самым негативное влияние явления несовместимости на процесс транспортировки различных типов нефтей.
Ключевые слова: качество нефти, свойства нефти, совместимость нефтей, смешение нефтей, показатели качества нефти, вязкость нефти, коллоидная стабильность.
Для цитирования:
Шматков А. А., Штонда Н. В., Олудина Ю. Н. Оценка совместимости типов нефти при смешении для совместной транспортировки // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 2. С. 172–177.
Список литературы:↓
[1] Евлахов С. К., Козобкова Н. А. Качество нефти в трубопроводном транспорте: система управления, технологии и контроль. М. : Изд-во Нефть и газ, 2007. 496 с.
[2] Евдокимов И. Н. Проблемы несовместимости нефтей при их смешении. М. : РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2008. 93 с.
[3] Martin C. W. G. The stability and compatibility of fuel oils // Third World Petroleum Congress, The Hague. Proceedings. Section VII. Utilization of Oil Products. 1951. P. 66–75.
[4] Asomaning S. Test methods for determining asphaltene stability in crude oils // Petroleum Science and Technology. 2003. Vol. 21. Is. 3–4. P. 581–590.
[5] Каримов Р. М. Теплогидравлические особенности совместного транспорта «разнотипных» нефтей : дис. … канд. техн. наук. Уфа : Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2013. 198 с.
[6] Евдокимов И. Н. Нанотехнологии управления свойствами природных нефтегазовых флюидов. М. : МАКС Пресс, 2010. 364 с.
[7] Study on the efficiency of ARPD (asphaltene, resin and paraffin deposit) solvents when preparing pipelines for the transportation of petroleum products / M. I. Valiev [et al.] // Pipeline Science and Technology. 2018. Vol. 2. No. 4. P. 311–319.
|
|
178-182 |
Оценка влияния изменения свойств нефти на точность измерений при использовании турбинных преобразователей расхода типа MVTM
А. Н. Теплых a, П. С. Гуляев b
a АО «Транснефть – Диаскан», 140501, Россия, Луховицы, Московская область, ул. Куйбышева, 7
b ООО «Транснефть – Балтика», 195009, Россия, Санкт-Петербург, Арсенальная набережная, 11, лит. А
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-2-178-182
Аннотация: Одной из основных погрешностей турбинных расходомеров является изменение коэффициента преобразования, который зависит от множества факторов. Авторами проведены экспериментальные исследования с целью установления влияния вязкости и температуры нефти на изменение коэффициента преобразования турбинных преобразователей расхода (ТПР) типа MVTM. В рамках работы выполнен анализ составляющих погрешности, рассмотрен вопрос статистической обработки результатов измерений методами теории вероятности и математической статистики. По результатам исследований с использованием трех расходомеров установлено изменение коэффициента преобразования в диапазоне от 0,2 до 0,3 %. Подтверждено, что изменение температуры и вязкости нефти оказывает существенное влияние на точность измерений, проводимых с помощью ТПР типа MVTM. Результаты работы могут быть применены с целью совершенствования методов измерения массы нефти при учетных операциях с использованием СИКН в части создания новых алгоритмов коррекции величины коэффициента преобразования для стабилизации метрологических характеристик ТПР в межповерочном интервале и, как следствие, минимизации финансовых и временных затрат на проведение внеочередных поверок.
Ключевые слова: турбинный преобразователь расхода, свойства нефти, СИКН, учетные операции, точность измерений.
Для цитирования:
Теплых А. Н., Гуляев П. С. Оценка влияния изменения свойств нефти на точность измерений при использовании турбинных преобразователей расхода типа MVTM // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 2. С. 178–182.
Список литературы:↓
[1] Thompson R. E., Grey J. Turbine flowmeter performance model // Report AMC-3. 1967.
[2] Saboohi Z., Sorkhkhah S., Shakeri H. Developing a model for prediction of helical turbine flowmeter performance using CFD // Flow Measurement and Instrumentation. 2015. V. 42. P. 47–57.
[3] Милосердов Е. Е., Николаев А. О. Факторы, влияющие на работу узлов учета нефти, и методы их устранения : сборник материалов VI Всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодежь и наука – 2010». Красноярск : Сибирский федеральный университет, 2011. http://elib.sfu-kras.ru/handle/2311/3365 (дата обращения: 30.01.2020).
[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] Федота В. И., Тимофеев Ф. В. Стратегия развития науки, техники и технологий трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов на период до 2020 года : тезисы докладов Международной научно-технической конференции «50 лет химмотологии – основные итоги и направления развития» / под общ. ред. В. В. Середы. М. : Издательство «Перо», 2014. С. 62–70.
[6] Математическое моделирование геликоидного преобразователя расхода нефти и нефтепродуктов / О. В. Аралов [и др.] // Нефтяное хозяйство. 2018. № 6. С. 140–144.
[7] Сергеев А. Г., Крохин В. В. Метрология : учеб. пособие. М. : Логос, 2001. 408 с.
[8] 3олоторевский В. С. Механические свойства металлов : учебник для вузов. М. : Металлургия, 1983. 352 с.
[9] Ляпин А. Ю., Нурмухаметов Р. Р. Проблемы учета высоковязкой нефти с помощью турбинных преобразователей расхода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 8. № 4. С. 407–411.
[10] Панфилов С. А., Саванин А. С. Анализ влияния надежности и стабильности метрологических характеристик средств измерений на межповерочный интервал // Ползуновский вестник. 2013. № 2. С. 277–280.
|
|
183-189 |
Численное моделирование проточной части безвального совмещенного насоса-электродвигателя
Е. Ф. Денисов a, С. Г. Бажайкин b, Е. А. Тигулев b,c, М. З. Ямилев b,c
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
c Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, Россия, Уфа, ул. Космонавтов, 1
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-2-183-189
Аннотация: Одним из значимых принципов для обеспечения гидравлической эффективности проточной части безвального совмещенного насоса-электродвигателя, а также технологичности производства рабочих колес с подобной проточной частью является применение при ее проектировании линейчатых поверхностей. С использованием линейчатых поверхностей построена цифровая модель проточной части, для нее определен эффективный диапазон основных геометрических параметров. На основе принципов построения линейчатых поверхностей и задания критериев гидравлической эффективности разработаны граничные условия, позволяющие проводить натурные испытания на более поздних этапах создания безвального насосного агрегата. С учетом вариативности отдельных геометрических параметров проточной части проведена оценка их влияния на гидравлические характеристики проточной части. Комбинации гидравлических параметров цифровой модели, обеспечивающие максимальную эффективность безвального насосного агрегата, позволяют наиболее точно создавать опытные образцы для натурных испытаний.
Ключевые слова: безвальный насос, снижение гидравлических потерь, гидравлическая эффективность, гидравлические характеристики, проточная часть, инженерный анализ, геометрическая модель.
Для цитирования:
Численное моделирование проточной части безвального совмещенного насоса-электродвигателя / Е. Ф. Денисов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 2. С. 183–189.
Список литературы:↓
[1] Валюхов С. Г., Демьяненко Ю. В., Петров В. И. Высокооборотные лопастные насосы: теория, расчет характеристик, проектирование и изготовление. Воронеж : Изд-во Воронежского государственного университета, 1996. 264 с.
[2] Колпаков Л. Г. Эксплуатация магистральных насосных агрегатов : учеб. пособие. Уфа, 1988. 116 с.
[3] Яременко О. В. Испытание насосов. Справочное пособие. М. : Машиностроение, 1976. 225 с.
[4] Опыт разработки и проектирования центробежных насосов для отечественных систем промыслового сбора и магистрального транспорта нефти / С. Г. Бажайкин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. Т. 7. № 6. С. 115–119.
[5] Жарковский А. А., Шкарбуль С. Н. Использование регрессионных математических моделей для анализа энергокавитационных качеств ступеней центробежных насосов // Турбины и компрессоры. 1997. Вып. З. С. 38–41.
[6] Бажайкин С. Г., Михеев А. С. О пересчете характеристик центробежных насосов при изменении диаметра и ширины каналов рабочего колеса на выходе : труды X Международной научно-технической конференции «Разработка, производство и эксплуатация турбо-, электронасосных агрегатов и систем на их основе» СИНТ-19. 2019. С. 188–194.
[7] Разработка стенда для исследования гидравлических характеристик проточной части безвального совмещенного насоса-электродвигателя / С. Г. Бажайкин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Т. 10. № 5. С. 550–557.
[8] Об отработке гидравлических параметров безвальных насосных агрегатов / Е. А. Тигулев [и др.] : сборник тезисов 73-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ – 2019». 2019. С. 232–233.
[9] Frosina E., Dario B., Senatore A. A performance prediction method for pumps as turbines (PAT) using CFD modeling approach // Energies. 2017. Vol. 10(1). P. 103.
|
|
Энергетика и электрооборудование |
|
190-197 |
Оптимизация режимов работы магистрального нефтепровода по критерию минимальных затрат на оплату электрической энергии
М. В. Лурье а, Е. О. Штанько a
a Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И. М. Губкина (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина), 119991, Россия, Москва, Ленинский проспект, 65
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-2-190-197
Аннотация: Рассматривается вопрос о выборе оптимального плана эксплуатации технологического участка магистрального нефтепровода при различных производительностях. В качестве критерия оптимальности принимается минимум суммарных денежных затрат на оплату потребляемой электрической энергии. При изменении планов поставок нефти приходится решать вопрос, является ли новый вводимый режим оптимальным, какова будет величина требуемой дополнительной или неизрасходованной электроэнергии, какие поправки требуется вносить в заявку на электроэнергию. В этой связи определение корректного способа вычисления и сравнения энергопотребления при планировании режимов работы магистрального нефтепровода для разных, изменяющихся планов перекачки является актуальной и важной задачей. Предлагается двухэтапный алгоритм определения оптимального графика работы технологического участка нефтепровода путем решения задачи линейного программирования, сформулированной таким образом, чтобы учесть все особенности расчета стоимости потребленной электрической энергии. Приводится пример расчета с использованием предлагаемого алгоритма.
Ключевые слова: магистральный нефтепровод, режимы перекачки, оптимизация режима перекачки нефти, затраты электроэнергии, энергоэффективность, сетевая мощность, линейное программирование.
Для цитирования:
Лурье М. В., Штанько Е. О. Оптимизация режимов работы магистрального нефтепровода по критерию минимальных затрат на оплату электрической энергии // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 2. С. 190–197.
Список литературы:↓
[1] Ревель-Муроз П. А. Разработка методов повышения энергоэффективности нефтепроводного транспорта с внедрением комплекса энергосберегающих технологий : дисс. ... канд. техн. наук. Уфа : Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2018. 202 с.
[2] Голунов Н. Н., Лурье М. В. Выбор оптимального режима эксплуатации технологического участка нефтепровода с применением карт режимов работы // Территория Нефтегаз. 2018. № 12. С. 76–80.
[3] Акулич И. Л. Математическое программирование в примерах и задачах. М. : Высшая школа, 1986. 319 с.
[4] Дидковская А. С., Лурье М. В. Универсальный алгоритм численных расчетов стационарных режимов работы нефтепроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 4. C. 86–91.
[5] Дидковская А. С. Теоретическое обобщение методов расчета гидродинамических процессов в трубопроводах для перекачки жидких углеводородов : дис. ... докт. техн. наук. М. : Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина, 2018. 226 с.
[6] Нерегулируемые цены фактические. Нижегородская область. Январь 2020 // ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», 2020. https://www.ruses.ru/files/attachments/neregulir/nnovgorod/012020_NNovgorod.xls (дата обращения: 04.05.2020).
|
198-202 |
Совершенствование методики оценки надежности тепловых сетей объектов магистральных трубопроводов
М. Н. Ильина a, Д. В. Ларюшкин a
a АО «Связьтранснефть», 117420, Россия, Москва, ул. Наметкина, 12, стр. 1
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-2-198-202
Аннотация: Источником информации о техническом состоянии трубопроводов тепловых сетей объектов магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть» являются результаты их обслуживания и ремонта, технического освидетельствования, гидравлических испытаний и т. д. На основании этих данных проводятся расчеты показателей надежности, по итогам анализа которых осуществляется планирование дальнейшего технического обслуживания и ремонта. Однако при оценке надежности систем теплоснабжения необходимо учитывать не только срок эксплуатации и величину амортизационного износа, но и реальное состояние в конкретных условиях функционирования. Учесть многообразие факторов, которые влияют на работоспособность трубопроводов системы теплоснабжения, и тем самым повысить точность расчетов при оценке их остаточного ресурса позволяет применение кластерного анализа в дополнение к используемой методике оценки надежности тепловых сетей. В рамках настоящей работы оценка надежности объектов АО «Связьтранснефть» с применением кластерного анализа проведена на примере равнозначных участков тепловых сетей двух узлов связи, расположенных в Краснодарском крае и Республике Саха (Якутия).
Ключевые слова: тепловая сеть, надежность тепловых сетей, износ тепловых сетей, ремонт тепловых сетей, кластерный анализ
Для цитирования:
Ильина М. Н., Ларюшкин Д. В. Совершенствование методики оценки надежности тепловых сетей объектов магистральных трубопроводов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 2. С. 198–202.
Список литературы:↓
[1] Влияние гидравлических испытаний на состояние металлов трубопроводов тепловых сетей / Ю. А. Пак [и др.] // В кн.: Труды конференции «Тепловые сети. Современные решения». М. : Новости теплоснабжения, 2005. С. 15–22.
[2] Соколов Е. Я. Теплофикация и тепловые сети. М. : Изд-во МЭИ, 2001. 472 с.
[3] Полонский В. М., Титов Г. И. Оценка надежности тепловых сетей : сборник тезисов 61-й научно-технической конференции «Наука. Технологии. Инновации». Самара : СамаГАСА, 2004. С. 77–83.
[4] Reay D., McGlen R., Kew P. Heat pipes: theory, design and applications. UK : Elsevier, 2014. 288 p.
[5] Zohuri B. Heat pipe design and technology. Switzerland : Springer International Publishing, 2016. 537 p.
[6] Kolmogorov A. N. Foundations of the Theory of Probability. UK : Forgotten Books, 2018. 84 p.
[7] Vershynin R. High-Dimensional Probability: An Introduction with Applications in Data Science. UK : Cambridge University Press, 2018. 296 p.
|
|
Техническое регулирование |
203-213 |
Национальный стандарт на боны морские тяжелые: опыт разработки и основные требования
Г. В. Зябкин a, С. А. Половков b, А. Э. Гончар b, В. Н. Слепнев b
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2
b ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-2-203-213
Аннотация: Основными средствами локализации нефтяных разливов в акваториях являются боновые заграждения. Несмотря на их повсеместное использование, в течение долгого времени отсутствовал национальный стандарт, регламентирующий требования к данному виду оборудования. Соответствующий стандарт – ГОСТ Р 58190-2018 – был введен в действие 1 апреля 2019 года. Основой для его создания стал нормативный документ ПАО «Транснефть», доработанный с учетом анализа зарубежного опыта нормирования требований к боновым заграждениям, опыта эксплуатации бонов морских тяжелых, состояния рынка данного вида оборудования, используемых материалов и технологий производства. ГОСТ Р 58190-2018 впервые определил боны морские тяжелые как отдельный класс боновых заграждений, установил и закрепил на национальном уровне требования к ним, что надо расценивать как важный шаг в обеспечении качества данного вида оборудования. В настоящей статье авторы, принимавшие участие в разработке стандарта, представляют анализ итогов разработки и рассматривают возникшие в связи с этим проблемные вопросы. Сформулированы рекомендации с целью повышения качества деятельности в области технического регулирования. Сделан вывод о целесообразности рассмотрения вопроса о создании в перспективе национального стандарта, определяющего основные типы боновых заграждений, требования к ним, рекомендации по применению. Опыт разработки ГОСТ Р 58190-2018 может быть распространен на другие виды оборудования и использован при разработке других национальных стандартов.
Ключевые слова: боновое заграждение, разлив нефти, разлив нефтепродуктов, ликвидация разливов нефти, локализация разливов нефти, национальный стандарт
Для цитирования:
Национальный стандарт на боны морские тяжелые: опыт разработки и основные требования / Г. В. Зябкин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 2. С. 203–213.
Список литературы:↓
[1] Половков С. А., Гончар А. Э., Слепнев В. Н. Тяжелые морские боновые заграждения: требования зарубежных нормативных документов и их применимость при разработке национального стандарта // Нефтяное хозяйство. 2018. № 8. С. 96–99.
[2] Половков С. А., Гончар А. Э., Слепнев В. Н. Анализ требований зарубежных нормативных документов к тяжелым морским боновым заграждениям // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 6. С. 710–719.
[3] Трансформация экспортных маршрутов нефти из России: ставка на Восток и прямые поставки // Развитие транспортировки нефти : энергетический бюллетень. Под ред. Л. М. Григорьева. Аналитический центр при Правительстве РФ. 2016. Вып. 36. С. 10–14.
[4] Дурягина Е. Г. Нефтепродукты в морской среде // Ученые записки Российского государственного гидрометеорологического университета. 2011. № 17. С. 122–130.
[5] Классическая механика: годовой отчет ПАО «Транснефть» за 2019 год / под ред. специалистов ПАО «Транснефть»: https://ar2019.transneft.ru/ru (дата обращения: 23.06.2020).
[6] Слепнев В. Н., Максименко А. Ф. Основные принципы построения системы менеджмента качества процессов предупреждения, локализации и ликвидации последствий аварий на объектах трубопроводного транспорта // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 4. С. 456–468.
[7] Слепнев В. Н., Максименко А. Ф. Организация системы менеджмента качества процессов предупреждения, локализации и ликвидации аварий на объектах трубопроводного транспорта // Нефтяное хозяйство. 2019. № 2. С. 106–111.
[8] Метод локализации разливов нефти и нефтепродуктов в условиях шуги и битого льда в акватории морских портов / С. А. Половков [и др.] : сборник работ лауреатов Международного конкурса научных, научно-технических и инновационных разработок, направленных на развитие и освоение Арктики и континентального шельфа. М. : Министерство энергетики Российской Федерации, ООО «Технологии развития», 2017. С. 43–45.
[9] Комплексная технология локализации и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов в условиях шуги и битого льда в акваториях морских портов / А. В. Николаева [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 5. С. 580–590.
[10] Серебряный Н. С., Жданов Б. Б. Справочник сигнальщика. М. : Военное издательство, 1983. 240 с.
[11] Speed-Sweep / DESMI – Proven technology. https://www.desmi.com/desmi-products/speed-sweep.aspx (дата обращения: 27.08.2019).
[12] Радионова С. Г., Половков С. А., Слепнев В. Н. Оценка возможности применения современных методов раннего обнаружения и мониторинга аварийных разливов нефти и нефтепродуктов на водных объектах // Нефтяное хозяйство. 2017. № 6. С. 124–128.
[13] Гончар А. Э., Слепнев В. Н. Тяжелые морские боны: опыт разработки национального стандарта / Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России: сборник тезисов XII Всероссийской научно-технической конференции. М. : РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2018. C. 550.
[14] Слепнев В. Н. Боны морские тяжелые: трудности разработки национального стандарта / Нефть и газ – 2018: тезисы докладов 72-й Международной молодежной научной конференции. М. : РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2018. С. 314.
|
|
Автоматика, телемеханика и связь |
214-223 |
Применение паттернов при автоматизации процессов оценки соответствия продукции
О. В. Аралов a, И. В. Буянов a, С. И. Вьюнов a, А. А. Рублев a
a ООО «НИИ Транснефть», 117186, Россия, Москва, Севастопольский проспект, 47а
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-2-214-223
Аннотация: Автоматизированная система управления процессами оценки соответствия основных видов продукции (АСУ ОВП), используемой в системе нефтепроводного транспорта, создана с целью оптимизации оперативных процессов в указанной области. Она позволяет повысить координацию деятельности подразделений, участвующих в оценке соответствия, усовершенствовать порядок рассмотрения технической и эксплуатационной документации, реализовать функции управления и координации при проведении экспертизы, испытаний и инспекционного контроля. При этом постоянное совершенствование процессов оценки соответствия требует незамедлительного отражения возникающих изменений в АСУ ОВП. Авторами представлен опыт применения паттернов проектирования баз данных и клиентского приложения АСУ ОВП. Базы данных АСУ ОВП насчитывают сотни таблиц, в которые вносятся и в которых обновляются десятки тысяч записей в месяц. В качестве среды разработки для АСУ ОВП была выбрана Visual Studio.NET. Основной язык программирования – C#, сочетающий лучшие характеристики императивной и декларативной парадигм программирования. Совмещение разных парадигм повлияло на классическое представление паттернов, вследствие чего в статье приводятся примеры реализации паттернов с учетом современных технологий. Рассмотренные паттерны способствуют повышению эффективности разработки и качества функционирования информационных систем, используемых для автоматизации процессов оценки соответствия продукции. Оптимизированная под конкретные бизнес-процессы информационная система с правильной архитектурой позволит без труда вносить изменения в ходе проведения оценки соответствия и будет оставаться полезной на протяжении длительного времени.
Ключевые слова: оценка соответствия, реестр основных видов продукции, автоматизация процессов оценки, паттерны проектирования, информационная система.
Для цитирования:
Применение паттернов при автоматизации процессов оценки соответствия продукции / О. В. Аралов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 2. С. 214–223.
Список литературы:↓
[1] Аралов О. В. Отраслевая система оценки соответствия оборудования и материалов, применяемых в ОАО «АК «Транснефть» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 2. C. 24–27.
[2] Автоматизированный контроль процессов оценки соответствия продукции, применяемой в ПАО «Транснефть» / О. В. Аралов [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. Т. 8. № 4. C. 426–435.
[3] Карвин Б. Программирование баз данных SQL : типичные ошибки и их устранение. М. : Рид Групп, 2012. 332 с.
[4] Дейт К. Дж. SQL и реляционная теория : как грамотно писать код на SQL. СПб. : Символ, 2010. 474 с.
[5] Албахари Д., Албахари Б. С# 7.0. Справочник. Полное описание языка. М. : И. Д. Вильямс, 2018. 1040 c.
[6] Мартин Р. Чистая архитектура. Искусство разработки программного обеспечения. СПб. : Питер, 2018. 352 с.
[7] Мордвинов В. А. Использование паттернов для проектирования Информационных систем // ИТНОУ: информационные технологии в науке, образовании и управлении. 2018. № 1. С. 79–85.
[8] Гамма Э., Хелм Р., Джонсон Р., Влиссидес Д. Приемы объектно-ориентированного проектирования. СПб. : Питер, 2001. 368 с.
[9] Yu L., Li Y., Ramaswamy S. Design patterns and design quality: theoretical analysis, empirical study, and user experience // International Journal of Secure Software Engineering. 2017. No. 8. P. 53–81.
[10] Тепляков С. Паттерны проектирования на платформе .NET. СПб. : Питер, 2015. 316 c.
|
|
Дискуссия |
224-236 |
Современные представления о естественных монополиях и их тарифном регулировании. Часть 2. Государственное регулирование
П. Ю. Сериков a, Н. В. Гончарова a, И. П. Серикова a
a ПАО «Транснефть», 123112, Россия, Москва, Пресненская набережная, 4, стр. 2
DOI: 10.28999/2541-9595-2021-11-2-224-236
Аннотация: В продолжение исследования теории и практики государственного регулирования естественных монополий критически проанализирован ряд неценовых и ценовых методов регулирования. Рассмотрен опыт ценового (тарифного) регулирования сферы трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов в России и США. Отмечено, что для регулирования тарифов нефтепроводных компаний в США используется комбинированный метод долгосрочной индексации, при этом пересмотр рабочего индекса осуществляется каждые пять лет. В нашей стране с целью регулирования отрасли магистрального нефтепроводного транспорта регламентировано применение значительного ряда методов, однако фактически используется только один из них – индексирование. При этом возникает множество вопросов, связанных с выбором тарифной базы, собственно индекса, а также с установленным периодом регулирования. Авторы отмечают, что в качестве базового оптимально использовать индекс цен производителей промышленной продукции. Указывается, что регулирование тарифов на услуги естественных монополий (в частности, нефтепроводного транспорта) в привязке к индексу потребительских цен возможно лишь в течение ограниченного периода времени и при условии действия гибких правил изменения формулы цены, иначе не исключено формирование структурных и социально-экономических диспропорций за счет искажения соотношения цен в различных секторах экономики. Ключевыми условиями для решения проблем государственного регулирования естественно-монопольных компаний следует считать обновление Федерального закона «О естественных монополиях» № 147-ФЗ и продолжение работы над проектом закона «Об основах государственного регулирования цен (тарифов)», в том числе в части законодательного закрепления методов регулирования при обязательном учете отраслевой и видовой специфики регулируемых компаний и сочетании общих и специфических подходов к регулированию.
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 2. Государственное регулирование // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Т. 11. № 2. С. 224–236.
Список литературы:↓
[1] Идрисов Г. И., Пономарева Е. А. Анализ эффективности работы естественных монополий в России. М. : РАНХиГС, 2016. 80 c.
[2] Joskow P. L. Regulation of natural monopoly // Handbook of Law and Economics. 2007. Vol. 2. Р. 1227–1348.
[3] Модернизация системы тарифного регулирования и проблема эффективности деятельности субъектов естественных монополий / И. А. Долматов [и др.] // Экономика и управление. 2010. № 8. С. 61–64.
[4] Радюкова Я. Ю. Естественные монополии в системе детерминант и угроз экономической безопасности национальной экономики // Социально-экономические явления и процессы. 2014. Т. 9. № 8. С. 90–95.
[5] Солопова Н. Н., Лукас Н. А. Проблемы государственного тарифно-ценового регулирования естественных монополий // Вестник Алтайской академии экономики и права. 2011. № 4. С. 45–49.
[6] 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 c.
[7] 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.
[8] Матин А. А. Неценовые методы регулирования естественных монополий в условиях трансформации экономики : автореф. дис. … канд. экон. наук. М. : МГУ, 2007. 25 c.
[9] Дерябина М. Реформирование естественных монополий: теория и практика // Вопросы экономики. 2006. № 1. С. 102–121.
[10] Белоусова Н. И. Практика проведения реформ и теоретические модели государственного регулирования естественных монополий. М. : Либроком, 2008. 112 c.
[11] Королькова Е. И. Тенденции в развитии теоретических подходов к регулированию естественных монополий // Экономический журнал ВШЭ. 1999. № 2. С. 238–264.
[12] Demsetz H. Why regulate utilities? // Journal of Law and Economics. 1968. Vol. 11. № 1. P. 55–65.
[13] Baumol W. J., Panzar J. C., Willig R. D. Contestable markets and the theory of industry structure. New York, 1982. 497 p.
[14] Chamberlin E. H. The theory of monopolistic competition. Cambridge : Harvard University Press, 1962. 396 p.
[15] Глоссарий терминов, используемых в регулировании коммунальных и инфраструктурных услуг. https://ur.hse.ru/glossary (дата обращения: 11.11.2020).
[16] Шершунович Е. С. Основные методы тарифного регулирования естественных монополий // Вестник Полоцкого государственного университета. Серия D. Экономические и юридические науки. 2018. № 6. С. 35–42.
[17] Сиваев С. Б. Модели и методы тарифного регулирования. Московская школа управления «Сколково». Астана, 2018. http://www.urbaneconomics.ru/sites/default/files/2_31-01-18_presentation_sivaev_tariff_regulation.pdf (дата обращения: 11.01.2020).
[18] Темная О. В., Трегубова Е. А., Файн Б. И. Вопросы применения зарубежного опыта бенчмаркинга затрат для регулирования тарифов электросетевых компаний // XIX Всероссийская научно-практическая конференция «Инфраструктурные отрасли экономики: проблемы и перспективы развития» : сборник материалов. Новосибирск : ЦРНС, 2017. С. 100–106.
[19] Jamison M. A. Rate of return regulation. Public Utility Research Center. University of Florida. 2005. 19 p.
[20] Батина И. Н. К вопросу о современных подходах к тарифному регулированию в отраслях естественных монополий // Журнал экономической теории. 2011. № 1. С. 104–110.
[21] Авдашева С. Б., Орлова Ю. А. Эффекты реформ тарифного регулирования естественных монополий: опыт российских электросетевых компаний // Энергетическая политика. 2014. №. 4. С. 12–21.
[22] Долматов И. А., Яркин Е. В. Проблемы государственного регулирования деятельности предприятий инфраструктурных отраслей // Экономика. Налоги. Право. 2014. № 1. С. 18–25.
[23] Золотова И. Ю., Минкова В. С., Карле В. А. Регулирование естественных монополий: стимулирующие методы как механизм повышения эффективности электросетевых организаций // Энергетическая политика. 2016. № 6. С. 76–85.
[24] Lyon T. P. A Model of Slide-sharing regulation // Journal of Regulatory Economics. 1996. Vol. 9. No. 3. Р. 227–247.
[25] Shleifer A. The theory of yardstick competition // The RAND Journal of Economics. 1985. Vol. 3. No. 16. P. 319–327.
[26] Чернов С. С., Колкова Н. А. Мировой опыт формирования тарифов на услуги электросетевых компаний // Бизнес. Образование. Право. Вестник Волгоградского института бизнеса. 2017. № 4. С. 198–200.
[27] Гончарова Н. В., Серикова И. П. Методические подходы и практика формирования тарифов на транспортировку нефти по магистральным трубопроводам // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 3. С. 69–77.
[28] Сериков П. Ю., Проценко А. И., Сиволоцкий К. А. Превратности метода (RAB) // Трубопроводный транспорт нефти. 2012. № 6. С. 16–23.
[29] Краткий обзор ключевых показателей деятельности ПАО «Транснефть» и сопоставимых зарубежных компаний за 2018–2019 годы. https://www.transneft.ru/u/section_file/51211/kratkii_otchet_transneft_benchmarking_2018-2019_.pdf (дата обращения: 11.11.2020).
[30] Ашимова Ж. Р., Абитов Ж. З., Абитова Д. З. Совершенствование нормирования материальных затрат на железнодорожном транспорте // Инновационные технологии на транспорте: образование, наука, практика : материалы XLI Международной научно-практической конференции. Алматы : Казахская академия транспорта и коммуникаций им. М. Тынышпаева, 2017. С. 407–412.
[31] Дзюба А. П., Соловьева И. А. Механизмы управления спросом на энергоресурсы в промышленности // Journal of New Economy. 2020. Т. 21. № 3. С. 175–195.
[32] A primer on efficiency measurement for utilities and transport regulators / T. Coelli [et al.]. The World Bank. Washington, 2003. 146 p.
[33] Долматов И. А., Золотова И. Ю., Маскаев И. В. Новый тарифный режим для естественных монополий в России: каким он должен быть? // Эффективное антикризисное управление. 2017. № 3. С. 30–37.
[34] Катаранова М. Связь между обменным курсом и инфляцией в России // Вопросы экономики. 2010. № 1. С. 44–62.
[35] Сериков П. Ю. Об аспектах государственного регулирования естественных монополий, связанных с инфляцией и экономическим ростом // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2016. № 4. С. 102–111.
[36] Долматов И. А., Маскаев И. В. Тарифы естественных монополий: влияние на конкурентоспособность фирм, занятых в базовых отраслях промышленности // XIII Международная научная конференция по проблемам развития экономики и общества. М. : Издательский дом НИУ ВШЭ, 2012. Т. 1. С. 463–476.
| 