трубопроводный транспорт20).pdfпо строительству и эксплуатации трубопроводов, ... промышленной безопасности

событие 04

тема номера 06

страницы истории 52

Ремонт магистральных трубопроводов разрезными тройниками 28

Безопасность металлоконструкций объектов ТЭК 17

Структурная устойчивость потоков нефтесборной сети 31

Технологические регламенты для магистральных нефтепроводов 34

Cтандарт ISO 9001:2008 56

трубопроводный

[теория и практика]www.vniist.ru

Журнал о передовых

разработках в сфере трубопроводного

транспорта

транспортРоссийский морской регистр судоходства

Катастрофа в Мексиканском заливе

Нефтегазовая отрасль Республики Казахстан

№ 4 (20) август 2010

Гидравлический расчет трубопроводов 14

энергетическая безопасность 48

дискуссия 12

тема номера 04

Инжиниринговая нефтегазовая компания —Всероссийский научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов топливно-энергетического комплекса (ОАО ВНИИСТ)

В 2008 году была выпущена уникальная книга «ВНИИСТ: 60 лет на службе ТЭК». Эта книга — летопись трубопроводной отрасли: научно-технические открытия, важные события, люди и судьбы.

01


[теория и практика]транспорт

Журнал о передовых разработках в сфере трубопроводного транспорта

№ 4 (20) август 2010

Журнал входит в перечень ВАК «Ведущие рецензируемые научные журналы и издания, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученой степени доктора и кандидата наук»(Решение Президиума ВАК Минобрнауки России от 19 февраля 2010 г. №6/6)

04

12

О.А.Строгонова, О.Г.Рыбакина, О.Я.Тимофеев, Б.А.Ярцев, ФГУП ЦНИИ им. акад. А.Н. Крылова; А.С.Авдонкин, С.В.Балагура, В.Г.Чернов, ФГУ «Российский морской регистр судоходства»

В.В.Притула, ОАО ВНИИСТ

10 Недоработки и ошибки регистра в разделе 7 «Защита от коррозии»Комментарий специалистов о недоработках и ошибках «Российского морского регистра судоходства» в разделе 7 «Защита от коррозии».

комментарий

дискуссия

Мексиканский синдромМы предлагаем анализ причин катастрофы с точки зрения теории вероятности и приглашаем специалистов к диалогу, чтобы постараться исключить повторения подобных аварий в будущем.

тема номера

Инженерные основы норм Российского морского регистра судоходства по проектированию, строительству и эксплуа-тации морских подводных трубопроводовВ статье рассматриваются основы нормативных документов, которые аккумулируют зарубежный и отечественный опыт проектирования и строительства морских под-водных трубопроводов. Основное внимание уделяется проблемам нормирования внешних нагрузок и прочности элементов МПТ.


А.В.Черникин; Р.Ф.Талипов, ЗАО «ВНИИСТ-Нефтегазпроект»

В.К.Востров, ЦНИИПСК им. Мельникова

Н.С.Арбузов, ООО «ИМС Индастриз»

П.В.Занковец, Институт сварки и защитных покрытий НАН Беларуси

Н.Г.Гончаров, Л.А.Гобарев, О.И.Колесников, ООО «НИИ ТНН»; Е.В.Лопатин, ОАО ВНИИСТ; И.А.Романова, ООО «АСЦ Сварка СтройТЭК»

14 теория Об использовании уравнения Кольбрука при гидравлическом расчете трубопроводов по обобщенной формуле Ключевая задача гидравлического расчета трубопроводов заключается в опреде-лении потерь напора на трение. В статье рассматриваются варианты использова-ния уравнения Кольбрука при оценочных вычислениях по обобщенной формуле.

17 теория Вопросы прочности и конструкционной безопасности металлоконструкций объектов ТЭК Обеспечение надежности и безопасности является определяющим требованием ко всякой строительной металлоконструкции. Автор статьи рассматривает различные мероприятия по повышению прочности и конструкционной безопасности объектов Топливно-энергетического комплекса.

20 практика Комбинированная система защиты морских нефтеналивных терминалов от гидроударных явлений Автор статьи предлагает комбинированную систему защиты, состоящую из двух частей — причальной и береговой. При надлежащей настройке комбинированная система защиты обеспечивает безопасные условия работы всего комплекса обору-дования морского нефтеналивного терминала и позволяет минимизировать размер причальных сбросных емкостей.

24 теория Использование математического моделирования для исследования влияния сварочных материалов на качество сварных соединений трубопроводов На основе математического моделирования и анализа причинно-следственных связей определены доминирующие в образовании дефектности сварных соединений факторы. Выполнены исследования и рассчитан удельный вес влияния сварочных материалов на уровень качества сварных соединений различных типоразмеров.

28 практика Ремонт линейной части магистральных трубопроводов с помощью разрезных тройников Некоторые участки трассы возможно эффективно отремонтировать только с помощью разрезных тройников. Указанные в статье ремонтные конструкции нашли широкое применение при выполнении специальных ремонтных работ на магистраль-ных трубопроводах. Трубопроводы, отремонтированные с помощью разрезных тройников, успешно эксплуатируются.

проектирование

строительство

сварка

Г.Г.Исмаилов, М.М.Кулиев, И.Н.Келова, В.Х.Нуруллаев, В.К.Гулиев, НИПИ «Нефтегаз» ГНКАР, УМТ ГНКАР

О.В.Панина, И.А.Журавлева, ФГОУ ВПО «Финансовая акаде-мия при Правительстве РФ»

В.С.Котельников, П.В.Кононов, А.В.Аникушин, В.В.Куприянов, ОАО НТЦ «Промышленная безопасность»

Г.П.Федотов, ЗАО «ВНИИСТ-Нефтегазпроект»

К.М.Кабылдин, АО «НК «КазМунайГаз»

Л.В.Власова, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

31 теория Об учете и определении структурной устойчивости течений аномальных систем в нефтесборной сети Авторами статьи предложена зависимость, которая в случае структурообразующих неф-тей позволяет оценить время структурной релаксации, т.е. время, которое соответствует началу потери структурной устойчивости потоков в системах сбора и транспортировки.

44 теория Актуальные проблемы обеспечения открытости и прозрачности органов исполнительной властиВ новых условиях сохраняющаяся в России чрезмерная закрытость исполнительной власти и значительная степень ее отчуждения от общества становятся причиной снижения эффективности государственного управления. В статье на основе анализа зарубежной и отечественной практики транспарентности сформулированы предложения для россий-ской исполнительной власти.

53 теория К вопросу о саморегулировании в области промышленной безопасностиЛицензирование проведения экспертизы промышленной безопасности оказалось недо-статочно эффективным инструментом госрегулирования. По мнению авторов статьи, эффективным окажется внесенный в Госдуму РФ законопроект о замене лицензирования проведения экспертизы промышленной безопасности обязательным членством эксперт-ных организаций в соответствующих саморегулируемых организациях.

56 практика Подсистема управления инновациями в системах менеджмента качестваМы продолжаем обсуждение темы менеджмента качества в кризисный период и совершенствования стандарта ISO 9001:2008. В данной работе показано, что необходимо расширить и раздел стандарта, касающийся требования постоян-ного улучшения системы управления.

Стратегические приоритеты развития нефтегазовой отрасли Республики Казахстан — основа обеспечения энергетической безопасностиНефтегазовый комплекс, занимая лидирующие позиции в экономике Казахстана, становится приоритетным в рамках решения глобальной задачи по обеспечению ее энергетической независимости. Вниманию читателей предлагается современная стратегия развития нефтегазовой отрасли республики.

39 теория Информационно-аналитические модели для оценки влияния природных факторов на объекты единой системы газоснабжения России Для формирования и анализа систематизированных данных по факторам неблагоприятных и опасных природных воздействий на объекты газоснабжения предложено использовать информационно-аналитическую картографическую модель, созданную в среде ГИС.

транспорт нефти и газа

экономика

саморегулирование в отрасли

менеджмент качества

энергетическая безопасность

экология

А.А.Башлыков, С.Ф.Дрожжинов, С.М.Барабанова, ЗАО «ВНИИСТ- Нефтегазпроект»; М.А.Лыгин, ООО «ЧТПЗ-Инжиниринг»

техническое регулирование

34 теория Принципы разработки технологических регламентов для магистральных нефтепроводовВ статье изложены принципы разработки технологических регламентов с применением методов математического моделирования. Описываются подходы к построению гидродинамических моделей нефтепровода и применяемые программные средства.

48

содержание

02 трубопроводный транспорт [теория и практика]

учредитель: Открытое акционерное общество Инжиниринговая нефтегазовая компания — «Всероссийский научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов ТЭК» (ОАО ВНИИСТ)

председатель редакционного совета: В.Г.Михневич — к.т.н.

заместитель председателя — главный редактор: В.В.Притула — д.т.н., проф., академик РАЕН

редакционный совет: Н.В.Варламов; А.Л.Войдер; А.В.Егоров; А.Н.Макаренко, Г.И.Макаров — д.т.н., проф.; И.В.Мырынюк — к.э.н.; Ю.В.Новоселов; О.В. Панина – к.э.н.; Ю.В.Пермякова; Ю.А.Тарасов; М.З.Шейнкин — к.т.н.

редакция: Рекламно-издательский отдел ОАО ВНИИСТ Начальник отдела: И.Е.Асташкин Редактор: Е.В.Иваницкая Журналист: Г.Б.Назаркина Дизайнер: А.М.Цыбулов

подписка и распространение, размещение рекламы: Телефон: (495) 225-13-67. E-mail: [email protected]. Сайт: www.vniist.ru

ОАО ВНИИСТ: 105187, Москва, Окружной проезд, 19. Телефон/факс: (495) 981-43-45. E-mail: [email protected]

Свидетельство о регистрации: ПИ № 77-18528 от 7 октября 2004 г.

Перепечатка и иное коммерческое использование материалов допускается только с разрешения редакции.

Отпечатано в типографии ООО «Юнион Принт», г. Нижний Новгород. Тираж 700 экз.

© «Трубопроводный транспорт: теория и практика», 2010.

ISSN 1816-451x

Уважаемые читатели!В этом номере предметом для профессиональной дискуссии мы выбрали крупную аварию с выбросом нефти на платформе BP в Мексиканском заливе, которая получила серьезный резонанс во всем мире и экологические последствия которой до сих пор не устранены. В рубрике «Дискуссия» мы предлагаем анализ причин катастрофы с точки зрения теории вероятности и приглашаем специалистов к диалогу, чтобы постараться исключить повторения подобных аварий в будущем.

Одна из важных задач трубопроводной транспортной системы — безопасная эксплуатация морских трубопроводов. В «Теме номера» мы рассматриваем нормы российского морского регистра судоходства по проектированию, строительству и эксплуатации морских подводных трубопроводов (МПТ), основанные на нормативных документах ФГУ «Российский морской регистр судоходства», которые аккумулируют зарубежный и отечественный опыт проектирования и строительства МПТ. К материалу также прилагается комментарий специалистов о недоработках и ошибках регистра в разделе 7 «Защита от коррозии». А в рубриках «Строительство» и «Проектирование» мы публикуем статьи о комбинированной системе защиты морских нефтеналивных терминалов от гидроударных явлений и об использовании уравнения Кольбрука при гидравлическом расчете трубопроводов по обобщенной формуле.

Председатель Правления АО «НК «КазМунайГаз» К.М.Кабылдин рассказывает в рубрике «Энергетическая безопасность» об особенностях и современной стратегии развития нефтегазовой отрасли Республики Казахстан.

В эпоху интенсивного развития и внедрения компьютерных программ большое внимание уделяется математическим расчетам и моделированию в сфере проектирования и строительства. Наши коллеги из Белоруссии исследовали варианты использования математического моделирования для изучения влияния сварочных материалов на качество сварных соединений трубопроводов.

Традиционно несколько страниц журнала посвящены вопросам саморегулирования в области промышленной безопасности и отраслевому менеджменту качества, а также прочности и конструкционной безопасности объектов ТЭК.

Акцентом следующего номера (октябрь 2010) станут проблемы коррозии, которые получат широкое освещение на Европейском Конгрессе по коррозии и защите материалов EUROCORR'2010 (впервые он состоится в России). Конгресс ежегодно объединяет ведущие коррозионные научные школы мира, авторитетных ученых и специалистов.

В сентябре работники отрасли отмечают свой профессиональный праздник. Позвольте поздравить вас с Днем работников нефтяной и газовой промышленности и пожелать успехов в нашем общем деле.

слово председателя редакционного советатрубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 4 (20) август 2010 03

В.Г.МихневичПредседатель редакционного Совета журнала «Трубопроводный транспорт: теория и практика»

Морские подводные трубопроводы относительно недавно прочно вошли в семейство транспортных средств для перемещения газообразных и жидких сред на средние и большие расстояния. Развитие морского подводного трубопроводного транспорта обязано возрастающей добыче углеводородного сырья на шельфе морей и океанов.

По некоторым оценкам, объем добычи нефти и газа на шельфе приблизится в ближайшие годы к 40% от общей добычи углеводородов. Большинство морских месторождений находится вне границ территориального моря (12мильная прибрежная зона) и, следовательно, технические требования к оборудованию и сооружениям таких месторождений должны соответствовать международному законодательству и общепринятой международной практики технического наблюдения.

В подобных случаях в международной практике для регламентации технических параметров сооружений применяются требования одного из признанных классификационных обществ. Первое классификационное общество Lloyd's Register было создано в Великобритании в 1760 г. и представляло собой специализированную компанию по страхованию транспортных судов и перевозимых на них грузов. Страховой сбор зависел от размерений и параметров судна и косвенно отражал надежность транспортного средства. Требования к размерениям и конструкции судна содержались в специальных Правилах. В настоящее время в мире функционируют несколько ведущих классификационных обществ, объединенных в Международную Ассоциацию Классификационных Обществ (МАКО).

В МАКО входят такие общества как Det Norske Veritas (DNV, Норвегия), American Burea of Shipping (ABS, США), Lloyd's Register (LR, Великобритания), Germanische Lloyd (GL, Германия), Burea Veritas (BV, Франция), Российский Морской Регистр судоходства (РС, Российская Федерация) и др.

История развития норм перечисленных классификационных обществ касалась в основном создания и совершен

Инженерные основы норм Российского морского регистра судоходства по проектированию, строительству и эксплуатации морских подводных трубопроводов


Представленная статья рассматривает инженерные основы двух нормативных документов ФГУ «Российский морской регистр судо-ходства», а именно: «Правила классификации и постройки мор-ских подводных трубопроводов» и «Руководство по техническому наблюдению за постройкой и эксплуатацией морских подводных трубопроводов». Последние редакции этих документов изданы в 2009 году и аккумулируют зарубежный и отечественный опыт про-ектирования и строительства морских подводных трубопроводов (МПТ). Основное внимание в статье уделяется проблемам норми-рования внешних нагрузок и прочности элементов МПТ.


lподводный трубопровод, нормативная база, механика разрушения;

lsubsea pipeline, technical requirements, fracture mechanics

uuКлючевые слова / Key words:

Б.А.Ярцев Доктор техничес - ких наук, старший на-учный сотрудник ФГУП «ЦНИИ им. академика А.Н.Крылова», Санкт-Петербург

О.Я.Тимофеев Доктор техничес - ких наук, доцент, и.о. начальника отделения ФГУП «ЦНИИ им. ака-демика А.Н.Крылова», Санкт-Петербург

С.В.Балагура Начальник отдела техни-ческой экспертизы и под-тверждения соответствия нефтегазовых сооружений на шельфе морей ФГУ «Российский морской регистр судоходства», Санкт-Петербург

А.С.Авдонкин Главный специалист отде-ла технической эксперти-зы и подтверждения со-ответствия нефтегазовых сооружений на шельфе морей, ФГУ «Российский морской регистр судоход-ства», Санкт-Петербург

В.Г.Чернов Заместитель начальни-ка отдела технической экспертизы и подтверж-дения соответствия не-фтегазовых сооружений на шельфе морей ФГУ «Российский морской регистр судоходства», Санкт-Петербург

О.А.СтрогоноваИнженер ФГУП «ЦНИИ им. академика А.Н.Крылова», Санкт-Петербург

О.Г.РыбакинаКандидат техничес - ких наук, старший на-учный сотрудник ФГУП «ЦНИИ им. академика А.Н.Крылова», Санкт-Петербург


05

трубопроводный транспорт [теория и практика]

№ 4 (20) август 2010

ствования Правил для различного типа плавучих самоходных и несамоходных объектов, их оборудованию, системам, устройствам, конструкции и т.д. С середины XX в., с нарастанием добычи полезных ископаемых на шельфе морей и океанов, классификационные общества начали создание и дальнейшее совершенствование нормативной технической базы по проектированию, строительству и эксплуатации сооружений морского нефтегазового комплекса (буровых платформ различного типа, морских добычных комплексов и т.д.). Правила классификационных обществ распространяются на все стадии жизненного цикла (от проектирования до утилизации) морских трубопроводов. Среди лидеров этого направления оказались национальные классификационные общества стран, наиболее интенсивно осваивающих свои экономические зоны на шельфе ABS и DNV.

В настоящее время Правила по морским трубопроводам упомянутых классификационных обществ имеют развитую структуру, учитывающую большинство аспектов, возникших в процессе технической эксплуатации трубопроводов и деятельности по техническому наблюдению.

С появлением планов по строительству морских трубопроводов в начале 90х годов на шельфе РФ отечественное классификационное общество РС начало разработку собственной нормативной базы по морским подводным трубопроводам (МПТ). Первые результаты работы были реализованы в виде «Правил классификации и постройки морских подводных трубопроводов», изданных в 2003 г. В настоящее время в действие введены два документа РС издания 2009 года: «Правила классификации и постройки морских подводных трубопроводов» («Правила МПТ») и «Руководство по техническому наблюдению за постройкой и эксплуатацией морских подводных трубопроводов» («Руководство МПТ»). Эти документы формировались в последние годы на базе результатов нескольких НИР, выполненных по заказу РС в различных учебных, промышленных и исследовательских организациях Москвы и СанктПетербурга. Среди этих организаций — как традиционные партнеры Российского Регистра, так и вновь привлекаемые, имеющие опыт в области проектирования и строительства трубопроводов.

Ниже рассматривается общая структура упомянутых документов. Более детально анализируется та часть документов, которая регламентирует прочность элементов МПТ на различных этапах жизненного цикла, поскольку часть авторов представленной статьи является специалистами в области механики деформируемого тела.

Внешние силы от течения и волнения (погонные нагрузки) вычисляются по известным зависимостям гидродинамики с заданными коэффициентами сопротивления, которые, в свою очередь, зависят от прогнозной шероховатости трубопровода и числа Рейнольдса. Если трубопровод отстоит от морского дна на проектную величину d, то коэффициенты силы сопротивления и подъемной силы зависят от относительного отстояния d/D трубопровода от морского дна, D — наружный диаметр трубы.

Силы сейсмического воздействия определяются в предположении наиболее опасного направления сейсмической волны. Учитывается влияние типа донного грунта на внешние сейсмические силы.

Перечисленные внешние воздействия и вызываемые ими внешние силы необходимо учитывать при назначении прочных размеров трубопровода. Правила реализуют нормативы по прочности двух типов МПТ:l стальные трубопроводы;l гибкие трубопроводы.

Прочность стальных трубопроводов должна быть обеспечена по следующим критериям:

uu«Правила МПТ» рассматривают следующие виды внешнего воздействия на линейную часть трубопровода:

l вес трубопровода с учетом балластного покрытия и архимедовой силы;

l внутреннее давление в трубопроводе, как в состоянии нормальной эксплуатации, так и при возможном гидравлическом ударе;

l обледенение трубопровода в случае транспортировки продуктов с отрица-тельной температурой;

l сейсмические нагрузки;l воздействие волн и течения;l температурные воздействия;l наружное гидростатическое давление

с учетом приливно-отливных явлений и волнения.

Степень эксплуатационной надежности (уровень надежности)

Повышенная эксплуатационная

надежность

Для транспортировки

агрессивных сред

Для сейсмически опасных районов

и ледостойких стояков

Вид транспортируемой среды

Жидкости и двухфазные потоки

Газ

L1

L2

L3

G1

G2

G3

таблица 1. Дополнительные знаки к символу класса сталь-ного трубопровода

1 «Правила МПТ»Правила МПТ предназначены для обоснования инженерных решений на различных стадиях проектирования и подготовки строительства морского трубопровода.

uuПравила состоят из следующих разделов:

1. Общие положения.2. Расчетные нагрузки, действующие

на подводные трубопроводы.3. Прочность подводных трубопроводов.4. Материалы.5. Сварка.6. Балластировка подводных трубопрово-

дов.7. Защита от коррозии.8. Монтаж и испытания.9. Техническое обслуживание и ремонт.10. Оценка безопасности.

Правила дополняются рядом приложений, описывающих методики испытаний, показатели риска, рекомендации и т.д.

Общие положения Правил описывают области ответственности владельца трубопровода и классификационного общества, применяемые в документе термины, техническую документацию по проекту и эксплуатации трубопровода, используемую классификацию МПТ. По правилам МПТ классификация — обобщенное описание основных технических особенностей трубопровода, используемое в дальнейшем для нормирования параметров сооружения. В Правилах МПТ предлагается классификация, выражаемая символом класса, который состоит из знаков, отражающих следующие особенности трубопровода:l тип трубопровода (стальной или гиб

кий). Для стальных трубопроводов символ зависит от вида перекачиваемой среды (таблица 1);

l географический район;l вид транспортируемой среды;l рабочее давление;l максимальная температура рабочей

среды;l номинальный диаметр трубы и коли

чество ниток.В дальнейших проектных процедурах

дополнительные знаки символа класса

таблица 1

трубопровода используются для назначения расчетных нагрузок различного вида и коэффициентов безопасности.

1) Статическая прочность при расчетном давлении обеспечивается назначением толщины стенки трубы по критерию непревышения определенного уровня допустимых кольцевых напряжений. Допустимые напряжения зависят от параметров стали, а именно — от предела текучести и временного сопротивления. Коэффициенты безопасности для допускаемого напряжения зависят от класса трубопровода.

2) Статическая прочность при комбинированной нагрузке (внутреннее давление и предельные нагрузки в трубопроводе) должна обеспечиваться по направлениям Мизеса относительно предела текучести материала с коэффициентом запаса, зависящим от класса трубопровода и вида нагружения (эксплуатационное и кратковременное единичное).

3) Локальная устойчивость стенки трубопровода (смятие) должна быть обеспечена при действии наружного гидростатического давления. Соответствующие зависимости для критического наружного давления и запасы относительно действующего (рабочего) давления на стенку приведены в Правилах. Локальная устойчивость при сложном нагружении под совместным действием изгибающего момента, осевой силы и давления на стенку трубы считается обеспеченной, если выполняется условие

где р, M, T — действующее давление, изгибающий момент и осевая сила соответственно; рс, Mс, Tс — критическое давление, критический изгибающий момент и критическая осевая сила соответственно (каждый из перечисленных силовых факторов вызывает локальное смятие и может быть определен по известным зависимостям); n1, n2, n3 — показатели, определяемые экспериментальным путем по методике, согласованной с РС (если n1=n2=n3=1, то дальнейшее уточнение показателей степени не требуется); nс — коэффици

ент безопасности, зависящий от класса трубопровода в диапазоне от 1,1 до 1,6.

4) Правила предусматривают проверку трубопровода на лавинное смятие и усталость. Усталость трубопровода проверяется по линейной теории суммирования усталостных напряжений с коэффициентом безопасности по количеству циклов нагружения, который находится в диапазоне от 3,0 до 8,0 и зависит от класса трубопровода.

Отдельный раздел главы по прочности трубопровода посвящен нормам прочности гибких труб. Поскольку гибкие полимернометаллические трубы имеют свою существенную специфику по сравнению с металлическими трубами, то раздел предваряется определениями используемых терминов, описывающих элементы конструкции связанных и несвязанных гибких труб. Критериями, определяющими прочность гибких труб, являются:l деформационный критерий для по

лимерных слоев;l допускаемые напряжения для метал

лических слоев;l устойчивость металлических элемен

тов каркаса.Кроме перечисленных видов экс

плуатационного нагружения, «Правила МПТ» нормируют основные параметры процесса укладки магистрального трубопровода, а именно — усилие на натяжителе и угол наклона стингера (при укладке Sспособом). Критериями прочности трубопровода при его укладке J или S способом является упомянутый выше комплексный критерий при действии на трубу давления, изгибающего момента и осевой силы. Более детально методика нормирования прочности при укладке описана в [1]. По сравнению с аналогичными документами зарубежных классификационных обществ, «Правила МПТ» содержат главу «Дополнительные меры по защите трубопровода в районах с интенсивной ледовой экзарацией». Процедура раздела позволяет назначить величину заглубления трубопровода в грунт при



1а 1б

2a 2a

2ab

внутренний дефект

внутренний дефект

внешний дефект

внешний дефект

b

b

b

2a

известных следующих характеристиках участка трассы:l глубина моря с учетом отлива;l вероятностные показатели дрей

фующих ледовых образований (среднее значение осадки киля тороса, среднеквадратичное отклонение осадки киля, среднее время существования периода торосообразования, средняя скорость дрейфа и среднее количество торосов на единицу площади);

l параметры экзарационных борозд. Перечисленные данные определяют

ся в результате многолетних изысканий. Глубина закладки определяется вероятностным методом [2], исходя из планируемого срока службы трубопровода и обеспеченности отсутствия касания килём тороса трубы с обеспеченностью 0,99 1/год.

2 «Руководство МПТ»Представляемый нормативный документ используется инспектором РС при периодическом освидетельствовании МПТ. Руководство содержит требования по техническому наблюдению при изготовлении материалов труб и трубной продукции, включая гибкие трубы. Один из разделов посвящен дефектации повреждений, получаемых МПТ в процессе эксплуатации.

uuПредусмотрены критериальные зависимости допустимости повреждений следующих типов:

1. Отклонение трубопровода от первона-чальной трассы в результате воздействия внешних сил и миграции грунта.

2. Образование провисающих участков, которые не предусмотрены проектом и появились в результате локального размыва грунта.

3. Вмятины трубы, появляющиеся в резуль-тате воздействия якорей и орудий лова.

4. Питтинговая коррозия труб.5. Задиры на внешней поверхности трубы.6. Расслоение материала труб.7. Трещиноподобные дефекты.


07


№ 4 (20) август 2010

Параметры дефектов должны регистрироваться инструментально во время внешнего осмотра МПТ и по результатам диагностики внутритрубными снарядами. В качестве примера рассмотрим алгоритм определения допустимости трещиноподобных дефектов.

3 Определение допустимости трещиноподобных дефектов МПТПри эксплуатации трубопроводов может сложиться ситуация, связанная с образованием или развитием трещин, которая не всегда приводит к необходимости прекращения эксплуатации объекта, но связана с повышенным риском возникновения отказа. В этом случае появляется необходимость проведения расчета трубопровода на прочность с учетом наличия дефекта.

Трещиноподобные дефекты, обнаруженные при дефектации, делятся на поверхностные (рисунок 1) и подповерхностные (рисунок 2); дефекты предполагаются плоскими. Указанные на рисунках 1 и 2 геометрические параметры трещины a и b определяются при дефектации трубопровода (предполагается, что a>b).

При оценке работоспособности конструкции в условиях однократного нагружения рассматривается поверхностный дефект заданного размера; необходимо оценить его поведение при заданной внешней нагрузке путем сравнения его максимального коэффициента интенсивности напряжений с критическим значением. Рассматриваются следующие возможности:l максимальный коэффициент ин

тенсивности напряжений меньше критического, трещина не распространяется;

l максимальный коэффициент интенсивности напряжений больше крити

ческого, трещина распространяется и становится сквозной (в случае поверхностной трещины) или поверхностной (в случае подповерхностной трещины); определяется максимальный коэффициент интенсивности образовавшейся трещины, который сравнивается с критическим; если максимальный коэффициент интенсивности меньше критического, то имеет место течь до разрушения (lbb — leak before break); если максимальный коэффициент интенсивности больше критического, то происходит быстрый неконтролируемый рост трещины (sudden disruptive break).При оценке работоспособности

конструкции в условиях циклического нагружения рассматривается дефект заданного размера, оценивается его рост при заданной внешней нагрузке за заданное число циклов и производится сравнение максимального коэффициента интенсивности напряжений с критическим значением. Далее, так же как при статическом нагружении, решается вопрос об устойчивости образовавшейся водотечной трещины.

Для оценки работоспособности конструкции с дефектом используется параметр KI /s√

—pb, где s — напряжение,

нормальное по отношению к плоскости, в которой расположена трещина, KI — максимальное значение коэффициента интенсивности напряжений на фронте трещины. В качестве критерия разрушения принято достижение величиной KI критического значения.

В данной работе представлены результаты расчета с использованием линейной механики разрушения; в настоящее время авторы разрабатывают методику, позволяющую учесть запас пластичности материала. Результаты расчета показывают, что представленные в работе данные позволяют оценивать критические размеры дефектов с некоторой ошибкой в безопасную сторону, т.е. недооценивают трещиностойкость материала.

рисунок 1. Поверх-ностные трещинопо-добные дефекты: а — продольные; б — поперечные

2а 2б

рисунок 2. Подпо-верхностные трещино-подобные дефекты: а — продольные; б — поперечные

2b

2b

продольный дефект

поперечный дефект

2a

2a

3.1 Расчет коэффициентов интенсивности напряженийРассматривается круговой цилиндр с внутренним радиусом R и толщиной t (10 ≤ R/t ≤ 40) под действием внутреннего давления. Используются результаты [3–7], полученные с помощью аппарата линейной механики разрушения. Форма трещины варьируется от круговой до протяженной. Основные результаты представлены в виде таблиц коэффициентов интенсивности напряжений для заданных относительных размеров трещины и приведены в [8].

Продольная внутренняя трещинаРассматривается поверхностный де

фект, представляющий собой плоскую полуэллиптическую трещину, перпендикулярную внутренней поверхности трубопровода. Трубопровод нагружен внутренним давлением p, учитывается действие внутреннего давления на поверхность трещины. Определяется коэффициент интенсивности напряжений в самой глубокой точке трещины (в конце малой полуоси). Рассмотрены трубопроводы с отношением внутреннего радиуса R к толщине стенки t, лежащим в диапазоне 10 ≤ R/t ≤ 40. Относительная глубина трещины b/t находится в диапазоне 0 ≤ b/t ≤ 0,8. Полудлина трещины на поверхности a рассматривается в диапазоне от b/a=1 (полукруговая трещина) до b/a=0 (протяженная трещина). Используется решение [3], полученное методом конечных элементов.

Коэффициент интенсивности напряжений KI записывается в виде:

(1)

где Q=1+1,464(b/a)1,65;

M1=1,13 – 0,09b/a; M2=– 0,54+0,89(0,2+b/a)–1;M3=0,5–(0,65+b/a)–1+14(1– b/a)24;



Введение поправочной функции fc позволяет учесть различие между цилиндрической поверхностью и плоской пластиной при вычислении коэффициента интенсивности напряжений (при t/R→0 эта функция равна единице). Решение справедливо при 0,2≤ b/t ≤ 0,8; 0,2≤ b/a≤1; R/t≥4. Для неглубоких трещин (b/t ≤ 0,2) использовано решение для полуплоскости с краевой трещиной [4, раздел 8.1] и введен поправочный коэффициент, учитывающий влияние R/t. Для самых длинных трещин (b/a≤ 0,2) использовано решение для полосы с краевой трещиной [4, раздел 2.10] без учета влияния R/t, т.е. с незначительной ошибкой в безопасную сторону. Для значений 0≤ b/t ≤ 0,8 с интервалом 0,1 значения KI/s√

—pb аппрок

симированы как функции b/a.

Продольная внешняя трещинаИспользованы результаты работы

[3, раздел 9.37], в которой получены значения коэффициента интенсивности напряжений для полуэллиптической трещины, расположенной на внутренней и наружной поверхностях трубопровода при действии усилий нормальных к поверхности трещины. В этой работе рассматривается плоская пластина с протяженной краевой трещиной; к пластине на бесконечности приложены усилия, нормальные к плоскости трещины; коэффициент интенсивности напряжений K0 в пластине определяется по формуле:

где x=b/t.Далее в [5] получены значения KI /KI,

где KI — значение коэффициента интенсивности напряжений в наиболее глубокой точке фронта полуэллиптической трещины. В данной работе на основании этой информации были проведены расчеты, причем учитывалась неравномерность распределения напряжений по толщине трубопровода при его работе в условиях внутреннего давления. Расчет показал, что для внутренней и внешней трещин можно использовать одну и ту же поправочную функцию в формуле (1), если напряжения определять с учетом неравномерности их распределения по толщине трубопровода. Так же как для внутренней трещины значения KI/s√

—pb

аппроксимированы как функции b/a с интервалом 0,1 для 0≤ b/t ≤ 0,8.

Предположим, что после того, как глубина трещины достигла величины 0,8t, трещина выходит на поверхность и стано

вится сквозной трещиной длиной 2a. В этом случае, в зависимости от размеров трещины, уровня напряжения и величины KIc, либо трещина вызовет течь, либо возникнет ее неустойчивое распространение. Чтобы установить, какая из этих возможностей будет реализована, в данной работе проведен расчет коэффициента интенсивности напряжений в вершине сквозной трещины, по достижении которого трещина становится неустойчивой. Формулы для расчета коэффициента интенсивности напряжений в вершине сквозной трещины в цилиндрической оболочке с осевой трещиной длиной 2a под действием окружных напряжений s приведены в [6, раздел 16.1]. Коэффициент интенсивности напряжений KI записывается в виде:KI

.s√—pa.F (2)

Функция F нами была аппроксимирована в виде:F=1+0,07333l+0,12829l2 – 0,01092l3,

где n — коэффициент

Пуассона.

Поперечные внутренние и внешние трещиныРассматривается поверхностный

дефект, представляющий собой плоскую полуэллиптическую трещину, перпендикулярную поверхности трубопровода. Трубопровод нагружен внутренним давлением p, учитывается действие внутреннего давления на поверхность трещины. Определяется коэффициент интенсивности напряжений в самой глубокой точке трещины (в конце малой полуоси). Рассмотрены трубопроводы с отношением внутреннего радиуса R к толщине стенки t, лежащим в диапазоне 10≤ R/t ≤ 40. Относительная глубина трещины b/t находится в диапазоне 0,2 ≤ b/t ≤ 0,8.

Отношение полуосей полуэллипса b/a рассматривается в диапазоне от

значения для на

ружной трещины и от значения b/a=b/R для внутренней трещины до b/a=1 (полу круговая трещина). Наиболее

опасной при заданной глубине трещины b является кольцевая трещина, полностью охватывающая наружную или внутреннюю поверхность цилиндра. Для ее расчета использованы результаты [4, стр. 2.10 и 27.7] для полосы с краевой трещиной с незначительной ошибкой в безопасную сторону. Для определения значений коэффициента интенсивности напряжений для полуэллиптической поперечной трещины, расположенной на наружной или внутренней поверхностях трубопровода при действии внутреннего давления (аналогично внутренней трещине) используем данные [3]. Попрежнему определяем коэффициент интенсивности напряжений K0 для соответствующей протяженной краевой трещины в плоской пластине.

Аналогично продольной трещине принято предположение, что после того как глубина трещины достигла величины 0,8t, трещина выходит на поверхность и становится сквозной окружной трещиной длиной 2a. В зависимости от размеров трещины, уровня напряжения и величины KIc — либо образовавшаяся трещина вызовет течь, либо возникнет ее неустойчивое распространение. Чтобы иметь возможность установить, какой из этих вариантов будет реализован, в данной работе проведен расчет коэффициента интенсивности напряжений, который затем должен быть сопоставлен с его критическим значением. Формулы для расчета коэффициента интенсивности напряжений в вершине сквозной трещины в цилиндрической оболочке с окружной трещиной под действием осевых напряжений s приведены в [6, раздел 16.4]. Коэффициент интенсивности напряжений KI расчитывается по формуле (2). Функция F нами была аппроксимирована в виде:F=1+0,0261l+0,02636l2 – 0,00178l3,

где n — коэффици

ент Пуассона.Значения KI/s√

—pb аппроксимирова

ны как функции b/a.

3

2b

lig

d1

d2

t

2a


09


№ 4 (20) август 2010

рисунок 3. Схема подповерхностного дефекта

таблица 2. Про-дольная внутренняя трещина, значения KI/s√—

pb (R/t=40)

Подповерхностные продольная и поперечная трещиныНа рисунке 3 представлена схема рас

положения подповерхностного дефекта и даны обозначения параметров дефектов. Минимальное расстояние от ближайшей поверхности трубопровода до дефекта обозначено lig (от английского ligament). Относительный поперечный размер дефекта лежит в диапазоне 0,2 ≤ 2b/t ≤ 0,8.

Используются результаты, приведенные в [6, раздел 9.32] и в [7], полученные для полосы с подповерхностной трещиной; при расчете продольного дефекта была учтена неравномерность распределения окружных напряжений по толщине трубопровода. Определяется коэффициент интенсивности напряжений в точке, ближайшей к поверхности трубопровода (в конце малой полуоси). Рассматриваются трещины, поперечный размер которых удовлетворяет условию b/d1≤0,8. Поскольку lig=b(d1/b–1), то величина лигамента должна удовлетворять условию lig≥0,25b. Отношение полуосей трещины рассматривается в диапазоне 0,1≤ b/a≤ 1.

Коэффициент интенсивности напряжений в точке, ближайшей к поверхности, вычисляется по формуле:KI =s√

—pa.M1M2/E(k),

где E(k) — полный эллиптический инте

грал второго рода,

m=b/a; l1=b/d1; l2=b/d2; d1=b+lig; d2=t–d1.

Значения KI/s√—pb при 0≤ b/t ≤ 0,4

аппроксимированы как функции b/a; lig/t изменяется в промежутке 0,25b≤ ≤ lig≤ 0,5t–b с интервалом 0,025 или 0,05.

b/a b/t

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 сквозная

1,16

1,11

1,07

1,01

0,96

0,90

0,85

0,80

0,75

0,71

0,67

1,23

1,15

1,08

1,02

0,96

0,90

0,85

0,80

0,75

0,71

0,67

1,41

1,23

1,12

1,05

0,98

0,92

0,86

0,81

0,76

0,71

0,67

1,71

1,36

1,20

1,10

1,02

0,95

0,88

0,82

0,77

0,72

0,67

2,17

1,56

1,30

1,17

1,07

0,98

0,91

0,84

0,78

0,73

0,68

2,83

1,82

1,42

1,26

1,13

1,03

0,94

0,86

0,80

0,74

0,69

4,15

2,23

1,56

1,35

1,19

1,07

0,97

0,89

0,81

0,75

0,70

6,55

2,70

1,70

1,44

1,25

1,11

1,00

0,91

0,83

0,76

0,71

12,3

3,77

1,84

1,52

1,31

1,15

1,03

0,93

0,85

0,77

0,71

∞

6,43

3,05

2,16

1,76

1,52

1,36

1,24

1,15

1,08

1,02

таблица 2

1. Определение основных параметров рабочего проекта укладки морского подводного трубопро-вода / О.Я.Тимофеев [и др.]. Тезисы кон-ференции SubseaTech 2007. СПб. 25–28 июня 2007.2. Экзарация дна дрейфующими ледо-выми образованиями (данные натурных исследований и моделирование) / И.В.Степанов [и др]. Тезисы междуна-родной конференции RAO 01. СПб. 11–12 сентября 2001.3. J.C.Newman, Jr., I.S.Raju, Stress-intensity factors for internal surface cracks in cylindrical pressure vessels // Journal of Pressure Vessel Technology. 1980. Vol. 102. pp. 342–346.4. H. Tada, P.C. Paris, G.R. Irwin The Stress Analysis of Cracks Handbook. 3rd ed., 2000.

5. F. Delale, F. Erdogan Аpplication of the line-string model to a cylindrical shell containing a circumferential or axial part-through crack // Trans. ASME, Ser. E, Journal of Applied Mechanics. 1982. Vol. 49. pp. 97-102.6. Мураками Ю. Спра-вочник по коэффици-ентам интенсивности напряжений. М. : Мир, 1990.7. M. Isida, H. Noguchi Tension of a plate containing an embedded elliptic crack // Engineering Fracture Mechanics. 1984. Vol. 20. No. 3. pp. 387-408.8. Руководство по техническому наблю-дению за постройкой и эксплуатацией морских подводных трубопроводов. СПб, 2009.9. Правила класси-фикации и постройки морских подводных трубопроводов. СПб, 2009.

Продольный поверхностный дефект:l геометрические параметры: R=500

мм; t=12,5 мм; b=6,25 мм; a=62,5 мм;l напряжение, нормальное к плоскости

дефекта, s = 250 МПа;l критическое значение коэффициента

интенсивности напряжений KIс=5000 МПа√––мм–.

R/t=40; b/t=0,5; b/a=0,1.Вычисляем параметр A=3,95. Используем

таблицу 2 [8]: Aт=1,82; A>Aт — дефект допустим.

Критическое напряжение sкр=433 МПа. При этом значении напряжения произойдет неустойчивое распростра-нение трещины.

Если трещина протяженная, т.е. b/a=0, то Aт=2,83 и дефект также допустим, но критическое напряжение sкр=278 МПа.

ПримерuuЕсли выполнено условие lig≤ 0,25b,

то трещина рассчитывается как поверхностная (внутренняя или внешняя) глубиной 2b+lig.

Оценка допустимости дефектаОценка допустимости обнаруженного

дефекта проводится следующим образом:l определяются входящие геометриче

ские параметры: радиус R и толщина стенки трубопровода t; глубина трещины b (для поверхностных дефектов) или половина поперечного размера трещины b и расстояние от ближайшей поверхности трубопровода lig (для подповерхностных дефектов); половина длины трещины a, все перечисленные параметры в мм;

l определяется напряжение, нормальное по отношению к плоскости, где расположена трещина; если плоскость дефекта не совпадает ни с продольным, ни с поперечным направлением, то используется направление, в котором имеют место максимально возможные значения напряжения (как правило, рассматриваются продольные дефекты), МПа;

l определяется критическое значение коэффициента интенсивности напряжений материала трубопровода KIс, МПа√

––мм

–;

l вычисляется параметр A=0,7KIс /s√

—pb (в данном случае коэффициент

запаса был принят равным 0,7);l для геометрических параметров

дефекта R/t, b/t и b/a по таблице (графику или с помощью аппроксимирующего полинома) [8] определяется параметр Aт=KI / s√

—pb;

l сравниваются значения A и Aт: если A>Aт, то трубопровод с дефектом работоспособен; если A ≤ Aт, то трубопровод с дефектом неработоспособен. В последнем случае полученные данные позволяют получить критическое значение напряжения, при котором трубопровод становится неработоспособным, а именно sкр=0,7KIс /Ат√

—pb.

При s<sкр трубопровод с обнаруженным дефектом работоспособен.


недоработки и ошибки регистра в разделе 7 «Защита от коррозии»

тема номера комментарий

В.В.ПритулаДоктор технических наук, профессор, советник Президента ОАО ВНИИСТ, Москва

П.7.1.2 В требованиях к выбору изоляционного антикоррозионного покрытия не фигурирует критерий допустимого электрического сопротивления.

П.7.1.3 В требованиях к изоляции мест подсоединения устройств электрохимической защиты нет ни одного конкретного критерия качества (количественного), а лишь один неопределенный призыв «обеспечивать надежную защиту».

П.7.2.1 В перечне мер защиты от внутренней коррозии не предусмотрена наиболее эффективная мера — электрохимическая защита.

П.7.2.7 При выборе внутреннего изоляционного покрытия не предусмотрено требование его совместимости с электрохимической защитой.

П.7.3.1 При перечислении требований к конструкции антикоррозионного изоляционного покрытия для защиты от внешней коррозии не предусмотрена необходимость многоцелевого обетонирования морских трубопроводов.

П.7.3.1.3 В состав спецификации на поставку изолированных труб включены не имеющие определения физического смысла физикомеханические свойства: «катодное сопротивление», «удельное поперечное сопротивление», «электрическое сопротивление». В то же время отсутствуют такие важные свойства, как влагонасыщение и скорость старения (то есть снижения переходного сопротивления в конструкции).

П.7.3.1.6 При контроле изоляционных покрытий не предусмотрен контроль (входной и текущий) переходного сопротивления покрытия в конструкции.

П.7.3.2 В текст введен неадекватный термин «зона всплеска» вместо известного и общепринятого в области защиты от морской коррозии термина «зона переменного смачивания».

П.7.3.3.2 Для защиты сварных соединений безосновательно требуются холодные покрытия или специальные манжеты, в то время, как наилучший результат дает применение стандартных термоусаживающихся манжет (горячего нанесения).

П.7.3.4.2 В текст введен неадекватный термин «испытательные точки» вместо общеизвестного и всеми принятого термина «контрольноизмерительный пункт».

П.7.3.4.3 Критерии защитных потенциалов указаны только для узкого диапазона солености морской среды в пределах 32–38‰. Для анаэробных условий безосновательно установлено единственное значение защитного потенциала –0,90 В без указания электрода сравнения. Аналогичным образом безосновательно для нержавеющих сталей величина защитного потенциала установлена более положительная, чем –0,55 В также без указания электрода сравнения.

П.7.3.4.4 Дополнительное требование определения «минусового предела защитного потенциала» не имеет смысла, так как этот предел уже установлен в п. 7.3.4.3, а устранить коррозионную усталость введением такого предела не представляется возможным.

П.7.3.4.5 В качестве электрода сравнения предложен «анодный цинковый сплав/морская вода», неизвестно что собой представляющий (в сопоставлении с «катодным цинковым сплавом»).

Ознакомление с Российским морским регистром судоходства (редакция 2009 г.), основным документом, в котором обобщен отечественный и зарубежный опыт проектирования и строительства морских подводных трубопроводов, у специалистов вызвало ряд вопросов. Надеемся, что наши замечания и предложения будут учтены при доработке документа.

тема номера комментарий

11№ 4 (20) август 2010

П.7.3.4.6 Требование определения плотности тока катодной защиты не сопровождается методикой выполнения этого требования, тем более что само требование дифференцировано неопределенным образом по трем показателям: на период поляризации трубопровода, для поддержания поляризации и для деполяризации. При этом «начальная плотность тока» необъяснимым образом во всех случаях должна составлять «10% значения защитной плотности тока».

П.7.3.4.7 Требование обеспечения катодной защиты подводных трубопроводов «одной или двумя станциями катодной защиты, расположенными на одном или на обоих концах трубопровода», в подавляющем большинстве случаев невыполнимо при существующих электрических характеристиках этих трубопроводов.

П.7.3.4.8 Применение в качестве «материалов анодов катодной защиты» смешанных окислов, активированного титана и платинированного ниобия, тантала или титана, платинированных сплавов названных металлов, свинцовосеребряных сплавов, а также «высокопроводящего металла со слоем оксидного покрытия» представляется сказочным устремлением в современных условиях, особенно при наличии разнообразных электропроводных эластомеров с широким диапазоном токопроводности.

П.7.3.4.9 Требование введения ручного управления выпрямителями при современном уровне развития техники связи представляет собой безосновательный и вредный анахронизм.

П.7.3.4.10 После введения необъясненного физически термина «суммарный защитный ток» требование достижения при катодной защите равномерного распределения защитных потенциалов на защищаемой поверхности является невыполнимым. Это положение имеет особенно важное значение в сочетании с ошибочным и вредным утверждением о том, что «характер распределения потенциалов различен для катодной и протекторной защит: в первом случае потенциал анода более положительный, а во втором — отрицательный» (предпоследний абзац пункта).

П.7.3.4.11 Запрет заглубления анодов для катодной защиты в дно наносит значительный экологический вред, особенно для морской ихтиофауны. Требование иметь «достаточно низкое сопротивле

ние изоляции в электролите (морской воде)» применительно к анодам для катодной защиты является неопределенным как по смыслу, так и количественно.

П.7.3.4.12 Понятие «нейтрального состава материала анода» не имеет конкретного физического смысла. При этом требование сокращения расстояния между трубопроводом и анодом с целью обеспечения превышения защитного потенциала трубопроводной секции над «отрицательным пределом защитного потенциала» противоречит как здравому смыслу, так и основным законам токораспределения в электролитических средах.

П.7.3.5.1 Термин «электрохимическая емкость в морской воде» применительно к протекторной защите не имеет физического смысла, так же, как и фраза «на изменение потенциала закрытого контура в морской воде».В то же время в технической документации на систему протекторной защиты должен обязательно присутствовать расчет защитных потенциалов, обеспечиваемых протекторными установками, требование которого отсутствует в данном пункте.

П.7.5.3.4 Необъяснимым образом запрещена установка цинковых протекторов в случаях возможного нагрева протекторов до температуры более 50°С.

П.7.3.5.7 Не регламентировано применение комплектных протекторов с последовательной коммутацией гальванических анодов, обеспечивающих выходную ЭДС протекторной установки до 10–12 (а в случае необходимости — и более) Вольт.

П.7.3.5.8 Защитные потенциалы в таблице 7.3.5.8. для цинковых электродов являются недостаточными, так как не всегда соответствуют требованиям п.7.3.4.3.Кроме того, необходимо отметить недоработки регистра и по другим разделам.

Раздел 8. «Монтаж и испытания трубопроводов»Не регламентированы порядок, технология и критерии соответствия при проверке качества изоляционного покрытия трубопроводов при окончании строительномонтажных работ и в процессе эксплуатации трубопроводов.Не регламентированы формы и методологии коррозионнопрочностной диагностики трубопроводов в процессе эксплуатации, а также прогнозной оценки остаточного ресурса диагностированных участков согласно требованиям РД 0910295 Ростехнадзора РФ.Не регламентированы нормы и порядок контроля работоспособности систем электрохимической защиты, а также изоляционного покрытия в процессе их эксплуатации на действующем трубопроводе.

Фо

тогр

аф

ии

взя

ты и

з о

ткр

ыты

х И

нте

рн

ет-

ист

оч

ни

ко

в


В течение нескольких месяцев весь мир внимательно следил за ликвидацией аварии в Мексиканском заливе. На страницах нашего журнала мы стараемся отражать все актуальные проблемы отрасли и, безусловно, не могли обойти событие такого масштаба. Напомним, взрыв нефтяной платформы Deepwater Horizon («Глубоководный горизонт») произошел 20 апреля 2010 года в 80 километрах от побережья штата Луизиана в Мексиканском заливе. Очень быстро авария переросла в техногенную катастрофу с негативными последствиями для экосистемы региона на многие десятилетия вперед. На сегодня это самая крупная в мировой истории утечка нефти в открытый океан.

В.В.ПритулаЗаместитель предсе-дателя редакционного Совета — главный редактор журнала, доктор технических наук, профессор, академик РАЕН

Основополагающая теория вероятности доказательно и репрезента-тивно утверждает, что при осуществлении добычи нефти и газа всегда следует ожидать возникновения непредсказуемых аварийных ситуаций, и в первую очередь — на морских промыслах. Последние события на морской платформе ВР в Мексиканском заливе могут служить убеди-тельным подтверждением безусловности этого тезиса.

Не располагая возможностью исключить абсолютное развитие неблагоприятных событий, предопределенных теоретической законо-мерностью, человечество, тем не менее, сохраняет способность дис-кретного вмешательства в интегральную функциональную связь между самими потенциальными негативными событиями и их последствиями. Для этого ему необходима аналитическая оценка произошедших ава-рийных ситуаций с изучением характера развития сопровождающих их событий, а также выявление основных значимых факторов, вызываю-щих неблагоприятные последствия.

Хотя случаев разгерметизации нефтяных скважин, в том числе — с последующим возгоранием, перерастающим в экологически раз-рушительный пожар, за прошедшие годы в отечественной и мировой практике было достаточно много, катастрофические последствия разрушения морской платформы в Мексиканском заливе превосходят все предыдущие потери. И одновременно эта катастрофа должна по-служить бесценным опытом для максимально возможного исключения возможности повторения подобных происшествий.

Наш журнал обратился ко многим крупнейшим специалистам — нефтяникам, буровикам, технологам и конструкторам — с просьбой прокомментировать эти события и высказать свою оценку причин, ко-торые привели к столь масштабному разрушительному происшествию в морской нефтедобыче. Однако вопреки ожиданиям почти никто из

них не решился высказать что-либо определенное, ссылаясь на отсут-ствие достоверной информации о причинах и характере разрушений на этой морской платформе.

Тем не менее, мы все же рискуем взять на себя ответственность проведения некоторого безусловно очевидного анализа событий, произошедших в Мексиканском заливе.

Исходя из открыто опубликованной информации, очевидным яв-ляется факт разрушения колонны скважины на некотором расстоянии над морским дном, в результате чего фонтанирующая под давлением забоя нефть неотвратимо выливается в воды залива. Такими же бес-спорными фактами являются сообщения о попытках предотвратить катастрофическое загрязнение морской среды обитания путем либо цементирования скважины ниже места разрушения, либо частичной герметизации места разрушения от окружающей среды с одновре-менной откачкой нефти, поступающей из разрушенной скважины в герметизированное пространство. Трех этих очевидных фактов уже достаточно для первичного, но важного анализа рисков.

Мексиканский синдром

дискуссия

1

2

дискуссия

13


№ 4 (20) август 2010

uuМожно сделать следующие выводы на основе этого анализа:

1. Основной и подавляющий фактор контроля риска — разрушитель-ная разгерметизация скважины. При этом катастрофическую опас-ность представляет разрушение на уровне не ниже прилегающего к устью скважины.

2. На скважине заранее должны быть приняты меры, гарантирующие возможность герметизации технологической колонны на уровне не выше устья скважины.

3. Мониторинг скважины и технология ее эксплуатации должны предусматривать возможность использования глубоководной тех-ники для нивелирования негативных экологических последствий, вызванных разгерметизацией скважины.

Все три очевидных вывода должны быть реализованы еще на стадии проектирования скважины и платформы. Возможно ли это? Безусловно, возможно! Причем необходимые для этого техничес-кие решения выглядят вполне достижимыми.

В настоящее время существуют достаточно освоенные глубоковод-ные аппараты, например, итальянской фирмы «Сайпем», осуществляв-шей строительство газопровода «Голубой поток» через Черное море на глубинах до 2200 метров, или аппарат российского производства, совершавший погружения в Северном Ледовитом океане и на озере Байкал на глубины более 1500 метров. Эти аппараты, как в автомати-ческом, так и в ручном режиме, могут выполнять разнообразные техно-логические операции с использованием разнообразных инструментов различного назначения.

Аварийная герметизация разрушенной скважины может быть надежно обеспечена с помощью специальной запорной арматуры, раз-мещенной в устье скважины ниже горизонта морского дна.

Для обеспечения работы аварийной запорной арматуры в зоне устья скважины может быть осуществлен монтаж специальной защитной камеры на глубину до 10 метров ниже горизонта морского дна. Наличие такой камеры обезопасит запорную арматуру от недопустимого сторон-него влияния и позволит обеспечить гарантированную герметизацию скважины, разгерметизированной выше уровня ее расположения.

А какими могут быть эффективные меры противодействия в случае отсутствия перечисленных проектных технических решений? Очевид-но, что наилучший результат дает полный тампонаж скважины. При условии высокого пластового давления стандартные меры цементации вряд ли практически осуществимы. Гарантию надежности может дать лишь радикальное вмешательство, наглухо перекрывающее ствол скважины. Как показала печальная практика прошлых лет, для такого вмешательства успешно опробованы два пути: закупорка ствола сква-жины совокупностью нескольких синхронизированных направленных взрывов или достижение аналогичного результата с использованием наклонно-направленного бурения нескольких аварийных скважин, траектории которых пересекаются на стволе разгерметизированной скважины ниже зоны разрушения. Однако оба этих способа, видимо, не заинтересовали компанию ВР, так как в случае их использования закупоренная скважина становится практически потерянной для даль-нейшей эксплуатации.

Высказанные на страницах нашего журнала соображения, связан-ные с катастрофой на морской нефтяной платформе компании ВР в Мексиканском заливе, безусловно, не исчерпывают существа затро-нутой проблемы, а лишь являются небольшими искрами, из которых весьма желателен яркий костер мнений, который поможет максималь-но всесторонне осветить это печальное событие в нефтяном деле и исключить его повторение, по крайней мере, в обозримом будущем. Но не в нарушение теории вероятности!

фото 1. Чистая плат-форма на корабле

фото 2. Платформа в море

фото 3. Начало ава-рийного разрушения

3

5

4

6 7

фото 4. Организация пожаротушения

фото 5. Состояние после практического потушения пожара

фото 6. Пятна нефти в заливе

фото 7. Разлившаяся по всей акватории нефть

проектирование теория


Об использовании уравнения Кольбрука при гидравлическом расчете трубопроводов по обобщенной формуле

А.В.ЧерникинКандидат технических наук, доцент, заслу-женный работник ОАО ВНИИСТ, Москва

Р.Ф.ТалиповКандидат физико-математических наук, главный специалист Департамента проекти-рования объектов транспорта нефти и газа ЗАО «ВНИИСТ-Нефтегаз проект», Москва

Ключевая задача гидравлического расчета трубопроводов заключается в определении потерь напора на трение (h). Как известно, основным уравнением для подсчета величины h является классическая формула Дарси–Вейсбаха

(1)

где l — коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от режима (зоны) движения жидкости в трубопроводе и рассчитываемый по соответствующим формулам; L и D — протяженность и внутренний диаметр трубопровода; w — скорость жидкостного потока; g — ускорение свободного падения.

Разновидностью выражения (1) является так называемая обобщенная формула (в отечественной литературе также имеющая наименование формулы Лейбензона)

(2)

где b и m — неизменные для каждой области (зоны) течения жидкости коэффициенты; Q и v — объемный расход и кинематическая вязкость перекачиваемой жидкости.

Формула (2) наглядно выражает в явной форме зависимость потерь напора на трение от основных факторов, влияющих на величину h, и часто применяется для выполнения расчетов, а также при решении тех или иных аналитических задач. Эта формула легко выводится из (1) путем простейших преобразований при условии, что коэффициент гидравлического сопротивления для различных зон течения жидкости описывается единым (обобщенным) одночленным выражением следующей структурыl=A/Rem, (3)где A — безразмерный коэффициент, в общем случае зависящий от относительной шероховатости труб e=k/D (k — эквивалентная абсолютная шероховатость, отражающая влияние состояния внутренней стенки трубопровода на его гидравлическое сопротивление); Re — число Рейнольдса.

Входящий в (2) коэффициент b при этом будет определяться соотношением

(4)

lгидравлика трубопроводов, потеря напора, коэффициент гидравлического сопротивления, обобщенная формула, уравнение Кольбрука, число Рейнольдса, относительная шероховатость;

lpipeline hydraulics, head loss, friction factor, generalized formula, Colebrook equation, Reynolds number, relative roughness


Общеизвестными выражениями, используемыми при расчете коэффициента l, являются:l формула Стокса для ламинарного

режима течения жидкости

(A=64; m=1); (5)

l формула Блазиуса для турбулентного режима в зоне гидравлически гладких труб (ЗГГТ)

(A=0,3164; m=0,25); (6)

l формула Никурадзе (точнее Кар ма на–Прандтля с числовыми пос тоянными, экспериментально установленными Никурадзе) для течения в турбулентной зоне совершенно шероховатого трения в видеl=[2lg(3,7/e)]–2(A=l; m=0). (7)Следует заметить, что в силу своего

полного соответствия струк туре (3), формулы (5–7) позволяют получать абсолютно одинаковые результаты расчетов по уравнениям (1) и (2).

Для вычисления коэффициента гидравлического сопротивления при течении жидкости в часто встречающейся на практике турбулентной зоне так называемого «смешанного трения» (ЗСТ, в которой l является функцией одновременно Re и e) был предложен ряд двучленных зависимостей различного типа, получивших название «универсальные формулы». Из числа таких формул отметим только две, получившие наибольшее распространение.

uuПоставленная задача формулировалась следующим образом:

1.Используя формулу (8), найти для ЗСТ конкретный вид одной или нескольких сопряженных между собой на взаимных границах функций l=l(Re,e) со структурой (3), имеющих наилучшее приближение к (8).

2.Границы ЗСТ не являются заранее извест-ными и подлежат установлению в виде соответствующих зависимостей.

3.На границе ЗСТ и зоны полностью шерохо-ватого трения (в области больших чисел Рейнольдса) искомое решение должно совпадать по результатам с (7).

4.На границе ЗСТ и ЗГГТ находимое решение должно давать результаты, совпадающие с формулой (6). При отсутствии в трубо-проводе зоны гидравлически гладких труб (большие значения e) такой границей яв-ляется обычно используемое в инженерной практике значение Re=4000.

5.Среди множества возможных решений поставленной задачи наилучшее должно отвечать минимуму предельного относи-тельного расхождения между получаемыми выражениями и уравнением Кольбрука (8) для всего рассматриваемого диапазона изменения значений Re и e.

Формула Кольбрука (вернее Кольбрука–Уайта) [1], являющаяся первой и вместе с тем наиболее удачной зависимостью для определения коэффициента l и принятой в большинстве стран мира в качестве основной при гидравлических расчетах трубопроводов

(8)

Формула Альтшуля [2], ставшая широко употребляемой с начала 1970х гг. в научнотехнической и учебной литературе государств постсоветского пространства

(9)

Как формула (8) логарифмического типа, так и степенная формула (9) не соответствуют выражению (3), что не позволяет использовать их в расчетах по уравнению (2). Поэтому возникла задача приближенного представления двучленных «универсальных» формул зависимостями, отвечающими структуре (3). Такая задача решалась применительно к формуле Альтшуля (9), причем наиболее точным и очень простым по своей форме является следующее выражение [3, 4]

(10)

Величина относительного отклонения между формулами (10) и (9) составляет в среднем 2,6 % при максимальном значении 4,2 %.

В известной нам литературе аналогичного решения применительно к формуле Кольбрука (8) не имеется, поэтому была предпринята попытка его получения, результаты которой излагаются ниже.

Re1

Re1

l

l

Re2

Re2=Re3

ЗГГТ

ЗCТ

ЗСТ

Re3 Re4

Re4

Re

Re

А

C

А

С

2

по формуле Стокса (5); область перехода между ламинарным и турбулентным режимами течения;

по формуле Блазиуса (6); по формуле Никурадзе (7); по уравнению Кольбрука (8); по предлагаемой одной аппроксимирующей зависимости для ЗСТ

трубопроводный транспорт [теория и практика] проектирование теория

15№4 (20) август 2010

рисунок 1. Пример изменения коэф-фициента гидравлического сопротивле-ния трубопровода при наличии ЗГГТ для варианта одной предлагаемой прибли-женной функции в ЗСТ (линия АС)

рисунок 2. Пример изменения коэф-фициента гидравлического сопротивления трубопровода при отсутствии ЗГГТ для ва-рианта одной предлагаемой приближенной функции в ЗСТ (линия АС)

Примеры поведения рассматриваемых в настоящей работе зависимостей для определения коэффициента l представлены графически (в логарифмической анаморфозе) на рисунках 1 и 2 для варианта одной предлагаемой аппроксимирующей функции в ЗСТ, а также на рисунках 3 и 4 для случая двух сопряженных аппроксимирующих функций. На этих рисунках отмечены положения переходных чисел Рейнольдса, разграничивающих различные зоны (режимы) течения жидкости (Re1, Re2, Re3 и Re4), и показаны границы искомых для ЗСТ выражений (точки A, С и В).

Не приводя в данной статье описание алгоритма поиска решения поставленной задачи и соответствующих математических действий, остановимся лишь на основных полученных результатах.

На основании выполненных оптимизационных расчетов для одной аппроксимирующей функции в ЗСТ было найдено выражение

(11)

а для варианта двух сопряженных зависимостей установлено:

(12)

и

(13)

1


по формуле Блазиуса (6); по формуле Никурадзе (7); по уравнению Кольбрука (8); по предлагаемой одной аппроксимирующей зависимости для ЗСТ

проектирование теория


Полученные формулы применимы при значениях относительной шероховатости e в диапазоне от 0,00008 до 0,001.

Оценка степени приближения найденных выражений к уравнению Кольбрука в ЗСТ выполнялась путем нахождения относительного отклонения (dl) по формуле

(14)

где lк и l — значения коэффициента гидравлического сопротивления, вычисленные по уравнению Кольбрука (8) и по предлагаемым зависимостям.

Применительно к формуле (11) средняя величина dl для ЗСТ составила 2,2 % при максимальном значении 4,7 %, а для варианта двух формул (12) и (13) — соответственно 1,2 % и 2,8 %. Распределение относительных расхождений при изменении числа Рейнольдса для некоторых значений e приведены графически на рисунках 5 и 6.

В соответствии с соотношениями (3) и (4) полученные выражения дают следующие величины для коэффициентов A, m и b (в с2/м):формула (11) — A=0,168.e0,102; m=0,113; b=0,0135.e0,102;формула (12) — A=0,206.e0,059; m=0,161; b=0,0164.e0,059;формула (13) — A=0,13.e0,163; m=0,056; b=0,0106.e0,163.

Таким образом, предлагаемые формулы, представляющие собой зависимости степенного вида и имеющие вполне приемлемую для инженерных расчетов степень приближения к логарифмическому уравнению Кольбрука в ЗСТ, могут быть использованы при оценочных вычислениях по обобщенной формуле (2).

рисунок 3. Пример изменения коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода при наличии ЗГГТ для варианта двух предлагаемых приближенных функций в ЗСТ (линии АВ и ВС)

рисунок 4. Пример изменения коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода при отсутствии ЗГГТ для варианта двух предлагае-мых приближенных функций в ЗСТ (линии АВ и ВС)

рисунок 5. Относительное отклонение между уравнением Кольбрука и формулой (11) при раз-личных значениях относительной шероховатости

рисунок 6. Относительное отклонение между уравнением Кольбрука и формулами (12) и (13) при различных значениях относительной шероховатости

1. Colebrook C.F. Turbulent Flow in Pipes with particular reference to the Transition Region between the Smooth and Rough Pipe Laws // Journal of the Institution of Civil Engineers. 1939. Vol. 11. № 4 (5204).2. Альтшуль А.Д. Обоб-щенная зависимость для гидравлического расчета трубопроводов // Гидро-техническое строитель-ство. 1952. № 6.

3. Черникин А.В. О гидравлическом расчете трубопроводов по формуле Л.С. Лей-бензона // Нефтяное хозяйство. 1996. № 4.4. Черникин А.В. Об определении потерь напора в трубопрово-дах по обобщенной формуле // Наука и технология углеводоро-дов. 1999. № 4.

Re1

Re1

l

l

Re2

Re2=Re3

ЗГГТ

ЗCТ

ЗСТ

Re3 Re4

Re4

Re

Re

А

CB

А

СB

4


по формуле Блазиуса (6); по формуле Никурадзе (7); по уравнению Кольбрука (8); по предлагаемым двум аппроксимирующим зависимостям для ЗСТ

3


по формуле Блазиуса (6); по формуле Никурадзе (7); по уравнению Кольбрука (8); по предлагаемым двум аппроксимирующим зависимостям для ЗСТ

5

dl,%

Re

1.E+03 1.E+04 1.E+05 1.E+06

e=0.00008; e=0.00012; e=0.0002; e=0.0004; e=0.0007; e=0.001

4

3

2

1

0

–1

–2

–3

–4

6

dl,%

Re

1.E+03 1.E+04 1.E+05 1.E+06

e=0.00008; e=0.00012; e=0.0002; e=0.0004; e=0.0007; e=0.001

4

3

2

1

0

–1

–2

–3

–4

Вопросы прочности и конструкционной безопасности метал локонструкций объектов ТЭКОбеспечение надежности и безопасности является определяю-щим требованием ко всякой строительной металлоконструкции. Мерой надежности, как известно, служит вероятность безотказ-ной работы конструкции в пределах назначенного срока эксплуа-тации [1]. Соответственно, мерой риска является вероятность наступления отказа в рамках назначенного срока эксплуатации, где под отказом понимается достижение предельных состояний.

В.К.ВостровДоктор техничес-ких наук, главный специалист ЦНИИПСК им. Мельникова, Москва

строительство теория

17


№ 4 (20) август 2010

lпрочность, механическая безопасность, металлоконструкции, устойчивость, надежность;

ldurability, mechanical safety, metal structures, stability, reliability


Статистический подход к формированию критериев несущей спо-собности приводит к тому, что в течение срока службы сооружения прочность и устойчивость его могут быть нарушены, а в конструкции возможно появление трещин (нарушение прочности) или переход к новой форме равновесия (нарушение устойчивости).

В строительных нормах требуется развитие и уточнение предель-ных состояний и самого понятия надежности и безопасности строи-тельных конструкций в сторону возможности достижения предель-ных состояний с учетом их последствий. Например, строительная конструкция считается надежной, если после наступления отказа она или ее часть переходит во вторую группу предельных состояний по ГОСТ 27751-88* [1], затрудняющих эксплуатацию, но не приводящих к глобальному разрушению. При таком определении смысл риска остается неизменным и надежной будет конструкция, которая после наступления отказа сохраняет пригодность к эксплуатации. То есть вместо обоснованного расчета рисков функционирования сооруже-ний с заданной вероятностью [2, 3] требуется использовать прин-цип гарантированного результата, в соответствии с которым риски техногенных аварий не только не повышаются, но и после наступле-ния отказа (реализации риска) конструкция сохраняет пригодность к эксплуатации.

В техническом регламенте по безопасности зданий и сооружений (ФЗ № 384 от 30.12.2009 г. [5]) вместо терминов конструктивная (кон-струкционная) безопасность введено понятие механической безопасно-сти как состояния строительных конструкций и оснований, при котором отсутствует недопустимый риск, в том числе вследствие разрушения или потери устойчивости здания, сооружения или их части.

В определениях конструктивной безопасности [4] базовым является понятие «неразрушимости», т.е. сохранение несущей способности (прочности, а также устойчивости формы и положения),

основанное на недостижении предельных состояний. Но на практике строительные конструкции зачастую эксплуатируются при достиже-нии предельных состояний (в закритической области). В качестве примеров можно привести стальные вертикальные цилиндрические резервуары, стенки и сферические алюминиевые крыши которых эксплуатируются с вмятинами (выпучинами) и «хлопунами». Если эксплуатация резервуаров с отклонениями стенки от идеальной цилиндрической формы, а также заложенная в методиках расчета и нормах потеря устойчивости стенки при сейсмических воздействиях (за счет введения коэффициента допускаемых повреждений К1<1), как правило, не приводили к локальному или глобальному раз-рушению конструкции, то попытки эксплуатации в РФ РВСПА-50000 с алюминиевыми крышами оказались неудачными. Разрушения алюминиевых сферических крыш резервуаров как в США (обрушение пяти алюминиевых куполов в феврале 2003 г. и двух алюминиевых куполов диаметром 36,6 м, построенных в 1982 г. в г. Балтимор), так и в России (обрушение двух алюминиевых крыш соседних РВСПА-50000 в начале 2004 г. в г. Кириши, обрушение в 2009 г. купола РВСПА-50000 № 3 НПС-10 «Талакан») происходили для холодных (не-эксплуатируемых) резервуаров. Обрушения происходили вследствие возникновения «хлопуна» (локальная потеря устойчивости крыши с мгновенным перескоком из одного устойчивого состояния в другое, несмежное) под воздействием неравномерной снеговой нагрузки (снегового «мешка»). Этот перескок приводит к появлению изгибных растягивающих напряжений, отсутствующих в исходной устойчивой форме сетчатой сферической оболочки, являющихся непосредст-венной причиной нарушения прочности несущего каркаса в новом устойчивом положении.

Дополнительными мероприятиями по обеспечению конструкцион-ной безопасности служит выбор основных конструктивных параметров для формирования исходной конструктивной формы, если они зависят от нагрузок. Например, нормы РФ (ГОСТ Р 52910-2008, ПБ 03-605-03, РД 16.00-60.30.00-КТН-079-1-04) и нормы США (приложение G стандар-та API 650) не содержат требования определения радиуса Rк сферичес-ких стальных и алюминиевых крыш. В указанных нормах приведены только пределы изменения радиуса Rк в зависимости от диаметра D=2R основания крыши. В российских нормах выдвинуто требование 0,8D≤Rк≤1,5D, в то время как в стандарте API 650 приведено иное требование 0,7D≤Rк≤ 1,2D. При этом значение Rк =0,81D, близкое значению Rк =0,8D, соответствует золотому сечению R/Rк =l1, где l1=0,618, и углу наклона aк =38,2° у карниза крыши.



Если поставить задачу определения радиуса Rк сферической крыши, несущей минимальную осесимметричную снеговую нагрузку, то для радиуса крыши получается формула Rк =0,636D (Rк =R/ √

__l1).

То есть радиус Rк , минимизирующий снеговую нагрузку, выпадает из требований норм РФ и США, т.к. для него Rк<0,7D<0,8D.

Другим примером повышения конструкционной безопасности служит выбор конструктивной формы морских платформ для добычи нефти и газа на шельфе морей. Например, для освоения Штокманов-ского газоконденсатного меcторождения предложена конструкция моноколонной платформы типа SPAR с цилиндрической формой ее стационарной подводной части [6]. Доводы по конструктивному решению платформы, изложенные в докладе [6], недостаточно убе-дительны. Вопросы обеспечения устойчивости платформы к опро-кидыванию (потеря равновесия платформы) под действием волновых и максимальных ледовых нагрузок являются основным при выборе типа платформы и конструктивной формы ее стационарной части. Для предложенной в [6] моноколонной платформы типа SPAR необходим расчет запаса устойчивости как с якорными связями, так и без них. Для этого требуется построение кривой равновесных состояний платформы (нелинейной зависимости между горизонтальным усилием P на плат-форму и углом наклона ее вертикали) и определение на этой основе критического горизонтального усилия Pкр, вызывающего ее опро-кидывание. Коэффициентом устойчивости Ky платформы естественно считать отношение Ky =Pкр/P, и в силу того, что нагрузка P на плат-форму случайная величина, а критическая нагрузка Pкр существенно зависит от конструктивной формы опорной части платформы требуется максимизировать коэффициент Ky за счет выбора конструктивной формы, определяя его заданной обеспеченностью. Таким образом, к требованиям остойчивости платформы, сформулированным в [6], необходимо добавить требование выбора конструктивной формы опорной части, максимизирующий коэффициент устойчивости в целях повышения конструктивной безопасности и надежности платформы [7]. Дополнительные расчеты показывают, что выбор стационарной подводной части платформы в виде перевернутого усеченного конуса примерно в два раза повышает критическое горизонтальное усилие Pкр по сравнению с критическим усилием для платформы с цилиндричес-кой формой ее подводной части.

В рамках определения конструкционной безопасности [4] можно уточнить предельные состояния и ввести методы расчета долговечнос-ти, конструктивной безопасности и живучести как элементов металло-конструкции (м/к), так и сооружения в целом. Понимая под первичным отказом элемента стержневой, листовой или оболочечной м/к, обра-зование хрупкой или усталостной трещины, определим долговечность как время до образования первичного отказа или до потери устойчиво-сти элементом вследствие коррозионных и иных повреждений, а время живучести элемента — как время от образования первичного отказа до достижения образовавшейся трещиной (трещинами) критических размеров (время до наступления аварийного состояния). Если в эле-менте стержневой конструкции в результате первичного отказа сразу возникает аварийное состояние, то время живучести этого элемента равно нулю, а в элементе листовой или оболочечной м/к возникает неустойчивая трещина, приводящая к лавинообразному разрушению этого элемента или всей конструкции, если только движущая трещина не разгружает конструкцию настолько, что динамическая трещина мо-жет остановиться. В качестве примера здесь можно привести разруше-ние магистральных газопроводов на многие километры ввиду того, что скорость возникающей и динамически распространяющейся трещины опережает декомпрессию газа в трубопроводе [8].

В случае стержневой конструкции отказ (выключение из работы) одного элемента, порожденный достижением аварийного состояния, может вызвать цепную реакцию отказов других элементов, приводя также к полной или частичной потере несущей способности сооруже-ния. В другом крайнем случае процесс может остановиться на отказе одного или нескольких элементов, приведя конструкцию к частичной потере несущей способности. В этом случае стержневая конструкция считается живучей, защищенной от лавинообразного процесса отказов элементов своей структуры. В качестве примера, иллюстрирующего эти

понятия, можно указать на разрушение вертикальных цилиндрических стальных резервуаров объемом РВС-20000 при проведении гидравли-ческих испытаний. Обследование одного из разрушившихся резервуа-ров показало наличие хрупкого трещинообразования на вертикальной линии разрыва стенки с начальной хрупкой трещиной длиной 8 мм. По-сле образования хрупкой трещины (замедленное трещинообразование, запущенное внедрением водорода в наиболее напряженные объемы шва и околошовной зоны) она распространилась вязко, не останавли-ваясь, т. е. произошло лавинообразное разрушение стенки резервуара. В данном примере время живучести составляет порядка суток, как время от начала образования хрупкой трещины до достижения ею кри-тического размера, вызвавшего неустойчивое вязкое распространение трещины под действием давления на момент начала лавинообразного разрушения.

Основы подхода к развитию методики расчета по предельным состояниям и классификации предельных состояний в зависимости от последствий их достижения сформированы в последних работах д.т.н., проф. Н.С.Стрелецкого. В работе [9] им предложено улучшить классификацию предельных состояний; развить методику расчета по третьему предельному состоянию на расчет конструкций из всех материалов, объединив в нем учет опасности от появления хрупких повреждений и повреждений от усталости материалов; выделить аварийное состояние конструкций или сооружений особым состоя-нием, требующим специального подхода, выходящего за пределы обычного расчета; ввести учет фактора времени (продолжительности эксплуатации) в качестве основного параметра в расчет конструкций по предельным состояниям; учет опасности от появления хрупких повреждений основывать на комплексном рассмотрении параметров третьего предельного состояния (марки стали (структуры), концентра-ции напряжений, силовых воздействий, температуры и масштабного фактора); считать, что критические параметры третьего предельного состояния, обуславливающие переход конструкции в опасное состоя-ние, соответствуют появлению непрерывно развивающихся трещин или крайнему моменту затухания трещин.

Как следствие, в работе [9] третье предельное и аварийное состоя-ния служат предельными состояниями, но различаются последствиями их достижения. В первом случае м/к может временно эксплуатировать-ся с возникшими устойчивыми хрупкими или усталостными трещинами, что и наблюдается в подкрановых балках, кожухах доменных печей, резервуарных и других м/к. Во втором случае (аварийное состояние) возникающая хрупкая или усталостная трещина распространяется на все сечение элемента (стрежневая конструкция), полностью выключая его из работы, или распространяется на все или значительную часть сечения, приводя к полной или частичной потере несущей способнос-ти листовой м/к (лавинообразное (прогрессирующее) разрушение) с невозможностью дальнейшей эксплуатации сооружения. Предложения Н.С.Стрелецкого [9] позволяют развить методику расчета по третьему предельному и аварийному состояниям на основе комплексного рас-смотрения его параметров с учетом фактора времени на базе развития линейной механики разрушения, так как расчет самих предельных состояний должен основываться на критериях трещинообразования и анализе устойчивости (неустойчивости) возникающих трещин, а крите-рии несущей способности (прочности, устойчивости, долговечности) отражают условия недостижения предельных состояний с соответствую-щими коэффициентами запаса.

Фактор времени возникает в расчетах в связи с развитием усталостных повреждений и образованием усталостных трещин, а также в связи с деградацией механических свойств и характеристик трещиностойкости материала вследствие сварки, механической об-работки, теплового, водородного и др. видов охрупчивания. Работа [9] и применение методов линейной механики разрушения, развитой в [11], позволяет уточнить аварийное и предельное состояния, развить и уточнить критерии и методы расчета прочности, долговечности, кон-структивной безопасности, живучести и лавинообразного разрушения строительных м/к, активно развиваемые в последнее время.

Несмотря на предложения [9] о выделении третьего предельного состояния в самостоятельное, в действующих нормах по надежности


19


№ 4 (20) август 2010

ГОСТ 27751-88* [1], а также СНиП II-23-81* и СНиП 2.02.01-83* реали-зовано предложение д.т.н., проф. А.А.Гвоздева [10] с включением в первую группу предельных состояний разрушения любого характе-ра — предельное состояние 1а, и образование трещин — предельное состояние 1f. То есть аварийные предельные состояния, которые должны быть нерасчетными и исключенными при конструировании строительных конструкций, включены в ГОСТ 27751-88* как предель-ные состояния первой группы, где они являются расчетными.

Если для элементов м/к и соединений использовать механическую характеристику — сопротивление отрыву Sо, определяемое структу-рой металла, или предельное напряжение Sк, определяемое нормами дефектоскопического контроля, то критерий прочности в общем случае пространственного напряженного состояния можно записать в виде ограничения интенсивности напряжений si расчетным сопротивлением Rу (условие упругости)si≤gc Rу/gn (1)добавив к нему условие отсутствия трещинообразования [11]s1≤gc Rу/gn (s1≤ gc Sк/gn) (2)с коэффициентом запаса gn, где s1, s2, s3 — главные макронапряже-ния, s1 — максимальное главное растягивающее макронапряжение,

В случае расчета на прочность листовых и оболочечных метал-лических конструкций, находящихся в плосконапряженном состоя-нии, одно из главных напряжений равно нулю и условие упругости запишется в виде

(3)

При этом главные напряжения не могут превышать величины

2gcRу/gn/√__3.

В нормах проектирования СНиП II-23-81*, СП 53-102-2004 для проверки прочности, кроме ограничения (3), дополнительно наложено ограничение на главные напряжения s1,2 max (|s1|, |s2|)≤gcRу/gn. (4)

Пример расчета размеров и площадей круговых дефектов для стали Ст3сп5 (Rу=255 МПа, S0=790 МПа) показывает, что возрастание правой части критерия прочности (4) на 15,5% (до величины 1,155 gcRу/gn, которая следует из условия упругости (3)) приводит к уменьшению на 26% диаметров круговых дефектов и почти в два раза (на 45%) пло-щадей этих дефектов. Это означает, что применение только условия упругости (3) в качестве критерия прочности требует уточнения норм дефектности сварных соединений строительных м/к, и выбор предель-ного напряжения в правой части критерия прочности (4) должен быть согласован с нормами дефектности.

В общем случае пространственного напряженного состояния при использовании условия упругости Мизеса (1) максимальное главное растягивающее напряжение s1 может достигать сопротивления отрыву S0 или предельного напряжения Sк — т.е. в элементе м/к, находящемся в упругом состоянии, могут возникнуть трещины отрыва, приводящие к третьему предельному или аварийному состояниям. В этом случае к условию упругости (1) необходимо добавить критерий прочности (2), согласованный с дефектностью структуры металла или нормами дефектности сварных соединений.

Для расчета на прочность листовых и оболочечных м/к в зонах сопряжения и граничных зонах возникает моментное напряженное со-стояние, и для расчета на прочность должны использоваться напряже-ния на трех поверхностях — средней и двух граничных. Для расчета на граничных поверхностях достаточно условия упругости (3) и критерия прочности (4) вследствие того, что на них третье главное напряжение s3=0. В зонах краевых эффектов, кроме изгибающих моментов, воз-никают перерезывающие усилия, приводящие к наличию в срединной поверхности третьего главного напряжения. Это означает, что на сре-динной поверхности для расчета прочности необходимо пользоваться критериями (1–2). При этом для реализации этих критериев требуются главные напряжения s1,2,3, которые являются корнями кубического уравнения

l3– I1l2– I2l– I3=0, (5)

в котором коэффициенты представляют собой линейный, квадратич-ный и кубический инварианты тензора напряжений.

Указанные выше критерии упругости и прочности (1–2) и их раз-новидности применимы, если минимальная температура эксплуатации Тэ элемента конструкции будет не менее температуры нулевой пластич-ности Тнп (с запасом DТнп), определяемой уравнением [11]Rт(T)=S0/Kg (Rт(T)=Sк/Kg), (6)в котором Rт(T) — предел текучести при растяжении гладких стандарт-ных образцов в температурном интервале, Kg — коэффициент жесткости напряженного состояния, учитывающий как концентрацию напряжений (включая трещины), так и многоосность напряженного состояния.

В случае превышения температурой Tэ максимальной величины температуры нулевой пластичности Тнп, допускаемой в конструкции за все время ее эксплуатации, образованные или имеющиеся в конструкции трещины и дефекты имеют стадию докритического роста, что является основой расчета по третьему предельному состоянию. Выполнение этого требования, записанного в виде детерминированного условияТэ≥Тнп+DТнп, (7)

предотвращает наступление аварийного предельного состояния и обеспечивается при проектировании, ремонте и реконструкции строи-тельных м/к применением сталей нового поколения с высоким уровнем рабочих свойств, в том числе коэффициентов жесткости напряжен-ного состояния за счет снижения уровня концентрации напряжений в конструкции. Выполнение условия (7) рекомендовано в ряде работ, например [11–13], и является достаточным критерием для расчета строительных м/к по третьему предельному состоянию.

В случае аварийного предельного состояния условие (7) нару-шается, т.е. Тэ<Тнп и возникающие или существующие трещины, как правило, неустойчивы. В этом случае за счет выбора стали и снижения концентрации напряжений при проектировании необходимо требовать выполнение условия (7). В частности, можно полагать DТнп=0, так как температура Тнп служит запасом по отношению ко второй критической температуре хрупкости Тк2 и в отличие от нее определяет квазихрупкое разрушение с малой пластической зоной, определяющей стадию до-критического роста трещины.

1. ГОСТ 27751-88*. Надежность строитель-ных конструкций и оснований. Основные положения по расчету. М. : Изд-во стандартов, 1989.2. Знаменский Е.М., Сухов Ю.Д. О расчете конструкций с задан-ным уровнем надежно-сти // Строит. механика и расчет сооружений. 1987. № 2.3. Райзер В.Д. Развитие методов нормирования расчетов конструкций // Строительная механика и расчет сооружений. 2009. № 3.4. Карпенко Н.И., Колчунов В.И. О концептуально-методологических подходах к обеспе-чению конструктив-ной безопасности // Строительная механика и расчет сооружений. 2007. № 1.5. Федеральный закон «Технический регла-мент о безопасности зданий и сооружений»: Утв. 30.12.2009 г., № 384-ФЗ.

6. Платформа для Штокмановского ГКМ. RAO/CIS Оffshore 2007 / С.Н.Ковалев [и др.]. Сборник аннотаций докладов. Санкт-Петер-бург : Химиздат, 2007.7. Некоторые строи-тельные проблемы освоения Российского шельфа / А.Б.Павлов [и др.]. Труды Петербур-ского международного форума ТЭК. 20088. Макаров Г.И. Протяженные разру-шения магистральных газопроводов. М. : Academia, 2002.9. Стрелецкий Н.С. К вопросу развития методики расчета по предельным состояни-ям / Развитие методики расчета по предельным состояниям. М. : Строй-издат, 1971. 10. Гвоздев А.А. К вопросу о ближайших перспективах расчета конструкций по пре-дельным состояниям. В кн / Развитие методики расчета по предельным состояниям. М. : Строй-издат, 1971.

11. Востров В.К. Прочность, трещино-стойкость и конструк-тивная безопасность строительных метал-локонструкций на базе развития линейной механики разрушения. Автореф. дисс. докт. техн. наук. М. : ЦНИ-ИПСК им. Мельникова, 2009.12. Ведяков И.И. Современные прин-ципы нормирования качества материалов и стальных конструкций // Строительная механика и расчет сооружений. 2007. № 2.13. Одесский П.Д. О нормативной оценке нижней критической температуры вязкох-рупкого перехода толстолистовых сталей для металлических конструкций // Строи-тельная механика и расчет сооружений. 2007. № 2.

Система защиты от гидравлического удара, устанавли-ваемая на причале перед стендерами, часто не обеспе-чивает защиты берегового оборудования (в частности, узла коммерческого учета нефти) от воздействия волн высокого давления. С другой стороны, система защиты, установленная на берегу, как правило, не обеспечивает защиту от этих волн причального оборудования. Пред-лагается комбинированная система защиты, состоящая из двух частей: причальной и береговой. При надлежа-щей настройке комбинированная система защиты обе-спечивает безопасные условия работы всего комплекса оборудования морского нефтеналивного терминала и позволяет минимизировать размер причальных сбросных емкостей.

строительство практика


В настоящее время, когда увеличение экспортных объемов перевалки нефти и нефтепродуктов происходит в основном за счет строительства новых морских нефтеналивных терминалов, обеспечение условий безопасной погрузки судов от волн гидравлического удара особенно актуально. Причиной возникновения волн повышенного давления в подводящих коммуникациях морского нефтеналивного терминала может послужить несанкционированное закрытие судовых задвижек в процессе погрузки судна или закрытие причальных задвижек дрейфовой безопасности, в случае, если усилие на швартовочных канатах превышает допустимую величину — в связи с чем возникает опасность расшланговки стендеров. Кроме того, гидравлический удар может быть обусловлен самопроизвольным закрытием кранов узла редуцирования или кранов регулятора расхода узла учета нефти.

Защита трубопроводов морского терминала и установленного на них оборудования от волн гидравлического удара выполняется с помощью специальной системы защиты, включающей

Такой вариант хорошо обеспечивает безопасность причального участка трубопровода, однако береговой участок с установленным на нем оборудованием, в первую очередь узлом коммерческого учета нефти, остается слабо защищенным. Кроме того, при большой протяженности технологического трубопровода использование одной только причальной системы защиты требует значительной вместимости сбросного резервуара, что вызывает трудности с ее размещением на причале.

Проблемы, возникающие при индивидуальном использовании причальной или береговой систем защиты от гидравлического удара, могут быть легко устранены с помощью использования комбинированной системы. Комбинированная система защиты оборудования от волн гидравлического удара включает в себя как береговую, так и причальную системы. Настройка этих систем выполняется специальным образом, позволяющим фактически разделить технологический трубопровод морского терминала на два независимых участка: причальный и береговой. В результате достигается значительное снижение объема причальной сбросной емкости и обеспечивается надежная защита трубопроводного оборудования — как на причале, так и на берегу. В настоящее время подобные комбинированные системы защиты от волн гидравлического удара установлены на морских нефтеналивных терминалах портов Новороссийска и Козьмино.

Оба терминала, в Новороссийске и Козьмино, работают по безнасосной схеме погрузки, поэтому остановимся более подробно на переходных процессах, возникающих в трубопроводе морского нефтеналивного терминала при остановке налива судна по безнасосной схеме погрузки.

предохранительные клапаны, ограничивающие давление в трубопроводе заданной величиной. Обычно ограничение давления достигается путем перепуска части нефти в причальную сбросную емкость.

Как правило, установка системы защиты от волн гидравлического удара непосредственно на причале у стендеров сопряжена с дефицитом места для размещения сбросной емкости, поэтому систему защиты вместе с этой емкостью выносят на берег. Однако поскольку протяженность технологического трубопровода от береговой системы защиты до стендеров может достигать нескольких километров (например, в Новороссийском морском терминале Каспийского трубопроводного консорциума протяженность подводного участка трубопровода составляет 6 км), то береговая система защиты не может обеспечить необходимое ограничение давления в причальном участке трубопровода.

В другом варианте защиты морского терминала от волн гидравлического удара устройства защиты устанавливают непосредственно перед стендерами.

Н.С.АрбузовНачальник Лабора-тории расчета пере-ходных процессов в трубопроводах ООО «ИМС Инда-стриз», Москва

Комбинированная система защиты морских нефтеналивных терминалов от гидроударных явлений

lнефтепровод, морской нефтеналивной терминал, гидравлический удар, переходный процесс, предохрани-

тельный клапан;loil pipeline, oil terminal, water hammer,

transient, surge relief valve



21


№ 4 (20) август 2010

общее устройство системы защиты морского нефтеналивного терминала от волн гидравлического удараОбщее устройство системы защиты нефтеналивного терминала от гидравлического удара при безнасосной схеме погрузки судов представлено на рисунке 1.

Согласно безнасосной схеме погрузки судна, подача нефти по технологическому трубопроводу обеспечивается резервуарным парком (РП), расположенным на возвышении. Подача происходит через кран узла редукции давления (УРД), далее через узел учета нефти

(УУ), стендеры и судовые задвижки (СЗ) в танкерную емкость (ТЕ). Кран УРД работает в режиме удержания давления после себя (перед узлом учета) на уровне, обеспечивающем заданную производительность погрузки. Для обеспечения безопасности погрузки технологический трубопровод морского нефтеналивного терминала может быть оборудован причальной системой защиты (ПСЗ), либо береговой системой защиты (БСЗ) или комбинированной системой защиты (КСЗ), включающей как ПСЗ, так и БСЗ. В случае прекращения погрузки, вызванной несанкционированным закрытием судовых задвижек, возникает волна

рисунок 2. Измене-ние давления перед стендерами и узлом учета при гидроударе, вызванном закрытием судовых задвижек в процессе погрузки судна при работе БСЗ

давления, которая распространяется по технологическому трубопроводу в направлении резервуарного парка. Как ПСЗ, так и БСЗ ограничивают давление в трубопроводе на месте их установки на допустимом уровне за счет перепуска нефти в сбросные емкости [1–3]. Одновременно с повышением давления перед стендерами выше определенного уровня система автоматики дает команду на закрытие крана узла редуцирования давления.

В случае использования на трубопроводе морского терминала КСЗ настроечные давления ПСЗ и БСЗ выбираются так, что при закрытии судовых задвижек сначала срабатывает ПСЗ, которая настраивается на более высокое давление, чем БСЗ. Волна давления от ПСЗ движется по трубопроводу в направлении БСЗ. Так как БСЗ настроена на низкое давление, то при срабатывании ее предохранительных клапанов давление в трубопроводе снижается, и в направлении ПСЗ начинает распространяться волна разрежения. С приходом этой волны клапаны ПСЗ закрываются, и перепуск нефти в причальную сбросную емкость прекращается. Таким образом, для надежной работы КСЗ необходимо настроить давления срабатывания предохранительных клапанов БСЗ и ПСЗ так, чтобы давление перед стендерами с приходом волны разрежения от БСЗ снижалось до уровня, обеспечивающего закрытие клапанов ПСЗ. Только в этом случае можно минимизировать объем причальной сбросной емкости.

Давление, МПа

Расход, м3/час

0 10 20 30 40 50 Время, с

0 10 20 30 40 50 Время, с

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0

20000

16000

12000

8000

4000

0

давление перед стендерами;давление перед УУ;расход через стендеры

расход через клапаны БСЗ;расход через стендеры

рисунок 1. Общая схема безнасосной погрузки судна

РП

УРД УУ

СЗ

ТЕ

БСЗ ПСЗ

Берег Море



Моделирование переходных процессов, возникающих в трубопроводе морского терминала в случае прекращения погрузки судна Для настройки и моделирования работы подводящего нефтепровода, оснащенного системой защиты от гидравлического удара, используются дифференциальные уравнения, описывающие волновые процессы в трубопроводе:

(1)

где p(x,t),υ(x,t) — давление и скорость нефти; d — внутренний диаметр трубопровода; ρ — плотность нефти; g — ускорение силы тяжести; z(x) — профиль трубопровода (dz/dx=sin a, где a — угол наклона оси трубопровода к горизонту); l — коэффициент гидравлического сопротивления; c — ско

рость распространения волн давления; x,t — координата и время. Решение этой системы осуществляется численно методом «характеристик» [4]. Рассмотрим результаты расчета в нескольких случаях.

цессе погрузки судна, БСЗ ограничивает давление перед узлом учета на допустимом уровне 1,6 МПа. Однако давление перед стендерами достигает 4,0 МПа, что значительно превышает допустимый уровень 1,6 МПа. Таким образом, вынесенная на берег система защиты не обеспечивает защиты причального участка технологического трубопровода морского терминала и установленного на нем оборудования. Из графика изменения расхода через клапаны БСЗ видно, что перепуск нефти в береговую сбросную емкость продолжается в течение всего времени закрытия крана узла редуцирования. Суммарный объем сброса нефти составил 75 м3, причем необходимо обратить внимание, что максимальный расход нефти через предохранительные клапаны БСЗ составил 17500 м3/ч при производительности погрузки 12000 м3/ч. Действительно, с приходом к БСЗ волны давления от стендеров через предохранительные клапаны начинается сброс нефти, напрессованной в причальном участке трубопровода. Кроме того, к предохранительным клапанам БСЗ продолжает поступать нефть от резервуарного парка с производительностью 12000 м3/ч. Если при выборе числа предохранительных клапанов, входящих в состав БСЗ, не учитывать эту особенность, то срабатывание БСЗ будет сопровождаться повышением давления в береговом участке трубопровода выше допустимого уровня.

Защита морского нефтеналивного терминала с использованием псЗЕсли из схемы, представленной на рисун ке 1, исключить БСЗ, то получается схема безнасосной погрузки танкеров с использованием ПСЗ.

На рисунке 3 представлены результаты расчета переходных процессов, возникающих при одновременном закрытии судовых задвижек за 10 с. При повышении давления перед стендерами до 1,2 МПа происходит автоматическое закрытие крана УРД за 2 мин.

Из графиков следует, что при гидрав лическом ударе в случае погрузки судна с производительностью 12000 м3/ч предохранительные клапаны ПСЗ ограничивают давление перед стендерами на уровне 1,6 МПа. Однако

Защита морского нефтеналивного терминала с использованием бсЗЕсли из схемы на рисунке 1 исключить ПСЗ, то получается схема безнасосной погрузки танкеров с использованием БСЗ. В качестве примера рассмотрим погрузку судна на причале морского нефтеналивного терминала с производительностью 12000 м3/ч из резервуарного парка, расположенного на возвышенности с высотной отметкой 315 м. По технологическому трубопроводу Ду 1200 и протяженностью 7000 м нефть поступает к УРД, расположенному на береговой линии с высотной отметкой 1 м. Затем по трубопроводу Ду 1000 протяженностью 2000 м нефть течет к стендерам, расположенным на причале с высотной отметкой 20 м, и далее поступает в танкер.

На рисунке 2 показаны графики изменения давления и расхода перед стендерами и узлом учета при гидроударе, вызванном закрытием судовых задвижек в процессе погрузки судна при работе БСЗ.

Из графиков на рисунке 2 видно, что при гидравлическом ударе, вызванном закрытием судовых задвижек в про

рисунок 3. Измене-ние давления перед стендерами и узлом учета при гидравличес-ком ударе, вызванном закрытием судовых задвижек в процессе погрузки судна при работе ПСЗ



0 20 40 60 80 Время, с

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Время, с

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0

20000

16000

12000

8000

4000

0


расход через ПСЗ;расход через стендеры


23


№ 4 (20) август 2010

давление перед узлом учета (красная линия на рисунке 3) повышается до 2,0 МПа при допустимом значении давления 1,6 МПа. Таким образом, в рассматриваемом случае ПСЗ не обеспечивает защиту узла учета и оборудования, установленного на береговом участке трубопровода. Сброс нефти через предохранительные клапаны ПСЗ продолжается до закрытия крана УРД. Объем сброса нефти составляет 75 м3. Учитывая, что для обеспечения возможности возобновления погрузки после гидроудара емкость резервуара должна вмещать нефть, сбрасываемую при двух последовательных гидроударах, на причале в данном случае пришлось бы устанавливать емкость более 150 м3, что в стесненных условиях причала сложно осуществить.

рисунок 4. Измене-ние давления перед стендерами и узлом учета при гидравличес-ком ударе, вызванном закрытием судовых задвижек в процессе погрузки судна при работе КСЗ

lКомбинированная система защиты морского нефтеналивного терминала от волн гидравлического удара, включаю-щая в себя береговую и причальную подсистемы, значительно уменьшает необходимую вместимость причальной сбросной емкости, не снижая при этом эффективности защиты.

uu Выводы:

Защита морского нефтеналивного терминала с использованием комбинированной системы защитыСхема безнасосной погрузки танкеров с использованием комбинированной системы защиты от гидроудара приведена на рисунке 4. Аналогично предыдущему случаю, представлены результаты расчета переходных процессов, возникающих при одновременном закрытии судовых задвижек за 10 с в процессе погрузки судна с производительностью 12000 м3/ч. При повышении давления перед стендерами до 1,2 МПа происходит автоматическое закрытие крана УРД за 2 мин.

В расчете клапаны береговой системы защиты настроены на сра батывание при 1,3 МПа, а клапаны

ПСЗ — на 1,5 МПа. При закрытии судовых задвижек первыми срабатывают предохранительные клапаны ПСЗ. В результате волна давления с амплитудой 1,6 МПа движется по трубопроводу в направлении БСЗ. Через 3 с после срабатывания ПСЗ срабатывают клапаны БСЗ и волна пониженного до 1,4 МПа давления возвращается к ПСЗ и заставляет ее предохранительные клапаны закрыться. В итоге, объем нефти, перепускаемый в причальную сбросную емкость, составил 20 м3 вместо 75 м3 в предыдущем варианте с использованием одной только ПСЗ. Из графиков на рисунке 4 видно, что перепуск нефти через ПСЗ продолжался 10 с, в то время как предохранительные клапаны БСЗ отработали 80 с, в течение которых происходило закрытие крана узла редуцирования.

1. Wylie E., Streeter V.L. Fluid Transients. McGraw-Hill Int. Co., 1978. 327 p. 2. Инженерные методы прогно-зирования и профилактики ги-дроудара / Е.Л.Левченко [и др.] // Трубопроводный транспорт нефти. 1995. №11. С. 24–28. 3. Верушин А.Ю., Рахматуллин Ш.И., Захаров Н.П. Учет наличия сосредоточенного отбора части жидкости при расчете гидроу-дара в трубопроводе на основе принципа суперпозиции // Неф-тяное хозяйство. 2010. № 2. С. 112–113. 4. Лурье М.В. Математическое моделирование процессов тру-бопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. М. : «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, 2003. 335 с. 5. Фокс Д.А. Гидравлический анализ неустановившегося тече-ния в трубопроводах: Пер. с англ. М. : Энергоиздат, 1981. 248 с.


0 20 40 60 80 100 Время, с

14000

12000

10000

8000

6000

4000

2000

0

расход через БСЗ;расход через ПСЗ;расход через стендеры


0 20 40 60 80 100 Время, с

1,8

1,6

1,4

1,2

1

0,8

0,6

0,4

0,2

0


На основе математического моделирования и анализа причинно-следственных связей опреде-лены доминирующие факторы в образовании дефектности сварных соединений. Выполнены исследования и рассчитан удельный вес влияния сварочных материалов на уровень качества свар-ных соединений различных типоразмеров

рисунок 1. Глав - ное окно системы по работе с опера-тивной информа-цией о состоянии качества сварочных работ

сварка теория


Использование математического моделирования для исследования влияния сварочных материалов на качество сварных соединений трубопроводов

весьма важного аспекта оценки уровня производства имеющиеся мето-дики не затрагивают. В полной мере качество сварки выявляется лишь в эксплуатации, поэтому судить о качестве готовой сварочной продук-ции можно только по тому, какие при ее изготовлении были использо-ваны материалы, какова квалификация персонала рассматриваемого сварочного производства, в каком состоянии находится производствен-ное оборудование и контрольно-измерительные приборы, какая была применена технология сварки; внедрены ли в сварочное производство специальные меры, направленные на гарантированное предотвращение дефектов (идентификация и прослеживаемость, корректирующие и предупреждающие действия). Требования к качеству сварки должны охватывать все аспекты процесса сварочного производства, влияющие на качество готовой продукции [1–3]. Но для того, чтобы принимать превентивные меры по предупреждению дефектов, необходимо знать причины их образования.

В отличие от предприятий машиностроения с массовым изготовле-нием однородной продукции, сварочно-монтажное производство имеет дело, как правило, с единичной или мелкосерийной продукцией — объектами сварки. Объекты разнохарактерны как по назначению, так и внутреннему содержанию: способам производства, применяемым конструкциям, свариваемым и сварочным материалам, условиям работ и др. Для условий сварочно-монтажных работ характерна крайняя неод-нородность. Следовательно, использование классической математиче-ской статистики, применяемой в управлении качеством для массовой (серийной) однородной продукции, для монтажного производства становится практически невозможным. Поэтому изначально необходи-мо было решить ряд задач, и прежде всего задачу систематизации про-изводства для применения аппарата математической статистики. Уста-новлено, что при формировании генеральной совокупности сварных соединений за основу должна быть принята группировка по основным элементам производства. Важнейшим вопросом группировки является выбор группировочных признаков (ГП). В качестве ГП нами приняты: марка стали, диаметр трубопровода или длина сварного соединения в металлоконструкции, толщина свариваемого металла, способ сварки, метод контроля. На этой основе разработан алгоритм, учитываю-щий особенности строительно-монтажного производства. Например, сварные соединения стыков диаметром от 350 до 500 мм с толщиной стенки от 6,0 до 8,0 мм, изготовленные ручной дуговой сваркой (РДС), составляют однородную базовую совокупность (БС) стыков, а объекты, где выполняют сварку этих стыков, являются пространством случайных событий с определенными условиями [3].

В настоящее время большое внимание при исследовании и опти-мизации технологий уделяется математическому моделированию характерных процессов и явлений, от которых в значительной степени зависит качество изделия. Развитие компьютерной техники создает хорошие перспективы для применения достаточно сложных моделей, отражающих многофакторность и взаимосвязь явлений, протекающих в различных технологиях. Сборочно-сварочное производство является сложнейшим процессом, зависимым от множества как внутренних, так и внешних факторов. Поэтому для соответствия качества сварных изделий требованиям международных стандартов серии ИСО-9000, ИСО-3834 необходимо также постоянно совершенствовать системы управления и контроля за качеством сборочно-сварочных работ.

Большинство предлагаемых методик ограничиваются рассмотре-нием конкретных показателей, в то время как главная задача заклю-чается в том, чтобы на основе сделанной оценки выбрать направление инновационной политики предприятия, обеспечивающее гармоничное развитие производства. Только во взаимосвязи с инновационной направленностью оценка производственных возможностей будет иметь смысл. Для этого важно установить взаимозависимость между показателями уровня производства и показателями качества выпу-скаемой продукции для наиболее эффективного вложения инвестиций в инновационную деятельность по различным направлениям. Этого

П.В.ЗанковецКандидат технических наук, заведующий отделом информа-ционных технологий и стандартизации в сварке Института сварки и защитных по-крытий НАН Беларуси, Минск

lсварка, технологические трубопроводы, сварные соединения, дефектность, базы данных и знаний, причины дефектности, сварочные материалы, уровень качества;

lwelding, technological pipelines, welded joints, defectiveness, databases for data and knowledge, defectiveness origins, welding materials, quality degree


рисунок 2. Алго-ритм определения доминирующих при-чин в образовании дефектности сварных соединений по струк-туре дефектов

*Дефекты: Пд — подрезы; СПШ — скопления и цепочки пор и шлаков; Фш — дефекты формы шва; См — смещения

uu


25


№ 4 (20) август 2010

Математически формирование БС описывается следующей моделью:

, (1)

где

или в матричной форме:

,

где СМК — строительно-монтажный комплекс; ОС — объект строи-тельства; СП — сварочно-монтажное производство; ЭП — элементы производства; ГЭ — группы элементов; ГП — группировочные призна-ки; N — количество элементов, входящих в БС; i=1, n; j=1, m.

За единицу БС принят сварочный стык или участок стыка длиной 300 мм. Элементы производства и их группы для каждой совокупности должны изменяться незначительно и образовывать i-ю строительно-монтажную серию стыков, изготавливаемую за определенный цикл работы, в определенных факторных условиях конкретной монтажной организацией. От известного определения партии продукции по ГОСТ 15895-70 введенное нами понятие отличается тем, что продукция партии может быть изготовлена на разных объектах и в разное время. Обязательным при изготовлении базовой партии является наличие единой технической документации.

Следующая задача состояла в разработке унифицированных по-казателей измерения дефектности. В отдельных работах приводятся показатели качества сварных швов по доле брака, доле суммарной дефектности в процентах и относительной площади дефектов g на участке контроля. Применение таких показателей для условий монтаж-ного производства затруднено по нескольким причинам. Во-первых, нет связи показателей с действующей нормативной документацией по оценке качества. Во-вторых, расчеты показателя относительной площади для кольцевых сварных соединений затруднены. Кроме того, g вуалирует выявление опасного дефекта типа сквозного свища, нарушающего плотность системы. По сравнению с протяженным не-глубоким непроваром g свища меньше g непровара. В соответствии с требованиями ИСО-3834 и СНиП расчетные формулы устанавливают общую и недопустимую дефектность. Для оценки структуры дефект-ности и их соотношений в целом по базовой совокупности стыков нами введен комплексный показатель (Lo, Lб, До, Дб), позволяющий оценивать дефекты как по протяженности L, так и по количеству Д. Используя информацию по L или Д или совместно за определенный

цикл контроля (месяц, квартал, год и т.д.), оказывается возможным характеризовать качественное состояние сварочного производства, его процессы и условия. Такой показатель является представительным для каждой конкретной технологии, исполнителя и в целом строительной организации. Численное выражение показателя и его структура названы нами статистической формулой дефектности базовой совокупности (ФД БС) [3–5]. Общее выражение ФД БС имеет вид:

, (2)

где П, Ш, Н — дефекты (поры, шлаковые включения, непровары и т.п.); xо, уо, zо и хб, уб, zб — общее и недопустимое количество и протяжен-ность дефектов.

Частные выражения для Lо и Lб имеют вид:

, (3)

, (4)

где формула (3) дает информацию об общей дефектности, а (4) — недопустимую по СНиП дефектность.

Для показателей –Дo и –Дб частные выражения формулы дефектности аналогичны выражениям (3) и (4).

Систематизация сварочно-монтажного производства в БС, раз-работка количественных единиц измерения дефектности позволили создать компьютерную систему учета, контроля и анализа качества сварочных работ и сварных соединений. На основе данных неразрушаю-щих методов контроля (НМК) разработаны базы данных и знаний (БДиЗ) о состоянии качества выполняемых работ и причинах дефектности сварных соединений. Пример окна системы при работе с оперативной информацией приведен на рисунке 1.

Обычно причины возникновения дефектов трактуются в общем случае исходя из особенностей металлургических и тепловых процес-сов, а также особенностей формирования шва, связанного с режимом сварки и материалами. Однако эти причины, как правило, не учитывают конкретные особенности и условия сварочных работ для отдельной статистически однородной БС, поэтому нами были проведены иссле-дования по определению причин, учитывающих специфику работ, т.е. установление связей в цепочке «фактор–причина–дефект» (Ф–П–Д). В результате были установлены основные причины брака сварки: ква-лификация исполнителей, подготовка и сборка под сварку, сварочные материалы, сварочное и вспомогательное оборудование, сварочный процесс, условия сварки, организация работ, термообработка, дефек-тоскопический контроль, квалификация ИТР, время года, ритмичность работ и некоторые другие, менее значимые. Дополнительными иссле-дованиями определены доминирующие причины брака: подготовка и сборка под сварку, сварочные материалы, квалификация исполнителей, сварочное оборудование и технология сварки. В дальнейшем все ис-следования проводили по этим факторам, генерирующим от 90 до 97% образующейся дефектности [5–7]. Алгоритм исследований представ-лен на рисунке 2.

Квалификация исполнителей

Структура дефектности ⇒ Доминирующая причина (ДП)

Σ До = 1,4Н + 1,2См + 0,9Фш + 0,6П ⇒ Подготовка и сборка*

Подготовка и сборка

Сварочные материалы

Сварочный процесс

Фактор

Дефекты

Причина

Сварочное оборудование

Разряд

Тренированность

Стаж

Возраст

1,2Фш; 0,7Пд; 0,6Н; 0,4П

1,4Н; 1,2См; 0,9Фш; 0,6П

1,1П; 0,9Ш; 1,0СПШ

Дефектность допустима по ТУ и СНиП

0,8Ш; 0,6П; 0,5Н

Подготовка кромок

Зазор

Зачистка

Прихватка

Технологические свойства

Условия хранения

Состояние покрытия

Внешний вид

Способ сварки

Тип соединения

Режимы

Контроль

Измерительные приборы

Состояние контактов

Стабильность тока

Стабильность напряжения

u

u

u

u

u

u

uu


РДС

РДС+СО2

РДС+СО2+Аr

РАДС

Итого

Сварено стыков, шт.

2100

2300

1850

1550

7800

Проконтролировано участков l=300 мм, шт. Поры и их

скопленияШлаковые включения

Непровары Дефекты формы шва

Прочие

Выявлено дефектов, шт.

5880

6210

5360

4650

22100

9410

8700

8040

7200

33350

8230

8450

7240

6040

29960

1170

1350

1070

700

4290

1730

1430

1240

1160

5560

1760

1280

1210

1220

5470

таблица 1

рисунок 3. Пример окна системы при работе с базой данных о качестве сварных соединений и при-чинах брака

3 4

рисунок 4. Струк-тура дефектности, образующаяся по при-чинам фактора «Сва-рочные материалы» при сварке технологи-ческих трубопроводов диаметром от 57 до 500 мм

таблица 1. Дефект-ность, выявленная по причинам фактора «Сварочные материалы»



Определение удельного веса влияния доминирующих произ-водственных факторов на качество сварных соединений конкретных типоразмеров позволяет оптимизировать сварочное производство за счет укрепления и модернизации его слабых звеньев. Уровень качества каждого фактора, в свою очередь, определяется его основными па-раметрами, которые могут быть как положительными, так и отрица-тельными.Критерий оптимальности — дефектность, причиной которой послужил конкретный фактор и параметр фактора. Таким образом, реализуется важный принцип управления качеством сварочного про-изводства по обратной связи алгоритма «дефект–причина–фактор» [8–10]. Исследования проводили при изготовлении сварных соедине-ний технологических трубопроводов различных типоразмеров ручной дуговой сваркой (РДС), механизированной в среде СО2, в смеси СО2+Ar и аргонодуговой сваркой (РАДС). Анализ причин дефектности выпол-няли на основе данных неразрушающих методов контроля (НМК) — визуального (ВК), рентгенографического (РГГ) и ультразвукового (УЗК). Пример окна системы при работе с базой данных о качестве сварных соединений и причинах брака приведен на рисунке 3.

Цель — исследовать вероятностные связи в цепочке «фактор–причина–дефект» и установить закономерности образования дефект-ности по доминирующим причинам. Для практических условий важно определить, что данная дефектность представляет данную доминирую-щую причину и, как следствие, конкретный производственный фактор технологического процесса сварки, т.е. вероятность P(ДП)=–p (5)определяли на основании анализа статистических данных о дефектно-сти по результатам НМК за период не менее года:

(6)где — число повторений причины; А — число практических подтверждений данной причины; 0<P(ДП)<1.

Сварочные материалы являются одним из доминирующих факто-ров, влияющих на уровень качества сварных соединений. От правиль-ного выбора и качественного состояния сварочных материалов на-прямую зависит и качество сварного соединения. Однако исследования удельного веса и количественная оценка этого влияния на качество сварки конкретных типоразмеров сварных соединений практически отсутствуют.

Установление закономерностей причин (причинно-следственных связей) образования дефектов по фактору «Сварочные материалы» представляется сложной, но очень важной задачей, решение которой позволяет создавать историю качества сварных соединений конкретных

типоразмеров в зависимости от применяемых сварочных материалов. На этой основе формируется система превентивных мер по предупре-ждению брака сварочных материалов и в конечном итоге — по управ-лению качеством сварных соединений. В таблице 1 представлены данные о дефектности, генерируемой по причинам некачественных сва-рочных материалов. Связи причин с количеством дефектов не выявлено. Однако установлена важная статистическая связь структуры образуемой дефектности с ее причиной.

Согласно ФД БС (2) структура дефектности по причинам определя-ется следующим образом:

(7)

где До — общее количество дефектов; n — количество проконтроли-рованных участков; Пр — прочие дефекты.

На основе компьютерной базы данных по результатам неразру-шающих методов контроля (НМК) структура дефектности по причинам фактора «Сварочные материалы» выглядит следующим образом:ПМ1=П(1,8)+Ш(1,3)+Н(0,2)+Фш(0,3)+Пр(0,3);ПМ2=П(1,6)+Ш(1,5)+Н(0,1)+Фш(0,3)+Пр(0,2);ПМ3=П(1,5)+Ш(1,4)+Н(0,2)+Фш(0,2)+Пр(0,3);ПМ4=П(1,7)+Ш(1,3)+Н(0,2)+Фш(0,2)+Пр(0,2); ФСМ=П(1,6)+Ш(1,4)+Н(0,2)+Фш(0,3)+Пр(0,3),где ПМ1 — сварочно-технологические свойства электродов и прово-локи; ПМ2 — условия хранения; ПМ3 — адгезия покрытия электродов и проволок, разнотолщинность электродного покрытия; ПМ4 — внеш-ний вид (сколы, трещины, ржавчина, загрязнения); ФСМ — структура дефектности по фактору.

Таким образом, установлено, что каждый отрицательный параметр исследуемого фактора является причиной уникальной, только ему при-сущей структуры дефектности, см. рисунок 4. Видно, что в структуре дефектности по причинам фактора «Сварочные материалы» преоб-ладают поры и их скопления — 1,6; шлаковые включения — 1,4 на участок контроля. Непровары, дефекты формы шва и прочие дефекты по этой причине довольно редки — от одного до двух на 10 участков контроля.

Установлено, что структура образующейся дефектности при разных отрицательных параметрах фактора отличается незначительно и имеет общие закономерности, позволяющие при сварке конкретных типоразмеров сварных соединений, способов сварки, свариваемых ма-териалов и условий сварки использовать их для повышения качества сварных соединений в каждом конкретном случае.


1,6

1,4

1,2

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0

Дшт/уч Дефекты

П

Ш

Н

Фн Пр


РДС

РДС+СО2+Аr

РАДС

РДС+СО2+Аr

РДС

РАДС

РДС

РДС

Итого

Диаметртрубопровода, мм

57

89

89

112

112

289

289

500

Толщина стали, мм

Марка стали


Забраковано стыков (всего), шт.

Уровень качества, %

Забраковано стыков по фактору, всего, шт.

Удельный вес фактора, %

2,5

4,0

4,0

6,0

6,0

10,0

10,0

14,0

09Г2

09Г2

14ХГС

14ХГС

14ХГС

20Х

20Х

20Х

1250

1270

5740

4300

2790

2900

1500

1790

21540

61

73

360

290

215

235

132

167

1533

95,1

90,7

92,3

93,7

91,2

94,3

93,3

91,2

92,7

14

16

76

71

57

56

27

34

351

23,0

21,9

21,1

24,5

26,5

23,8

20,5

20,4

22,9

таблица 3

таблица 2. Причины дефектности сварных сое-динений технологических трубопроводов по фактору «Сварочные материалы»

таблица 3. Влияние сварочных материалов на уровень качества сварных соединений технологичес-ких трубопроводов


РДС

РДС+СО2+Аr

РАДС

РДС+СО2+Аr

РДС

РАДС

РДС

РДС

Итого

Диаметртрубопро-вода, мм

57

89

89

112

112

289

289

500

Толщина стали, мм

Марка стали


Забраковано всего (шт.) /процент брака

Всего по фактору

Сварочно-техноло-гические свойства

Условия хранения

Адгезия покрытия

Внешний вид

Прочие

Забраковано (шт.) / удельный вес причины брака в процентах

2,5

4,0

4,0

6,0

6,0

10,0

10,0

14,0

09Г2

20Х

14ХГС

20Х

14ХГС

14ХГС

20Х

14ХГС

1250

1270

5740

4300

2790

2900

1500

1790

21540

61/4,9

73/5,8

360/6,3

290/6,7

215/7,7

235/8,1

132/8,8

167/9,3

1533/7,2

14/23,0

16/21,9

76/21,1

71/24,5

57/26,5

56/23,8

27/20,5

34/20,4

351/22,9

5/35,7

7/43,8

28/36,8

24/33,8

21/36,8

22/39,3

11/40,7

13/38,2

131/37,3

2/14,3

3/18,8

11/14,5

9/12,7

8/14,0

7/12,5

3/11,1

4/11,8

47/13,4

3/21,4

3/18,8

18/23,7

15/21,1

12/21,1

12/21,4

7/25,9

9/26,5

79/22,5

2/14,3

2/12,5

10/13,2

12/16,9

9/15,8

8/14,3

4/14,8

5/14,7

52/14,8

2/14,3

1/6,3

9/11,8

11/15,5

7/12,3

7/12,5

2/7,4

3/8,8

42/12,0

таблица 2

uuВыводы:1. В результате выполненных исследований на основе данных нераз-

рушающих методов контроля качества сварных соединений техно-логических трубопроводов определены доминирующие факторы, генерирующие от 90 до 97% образующихся дефектов.

2. Установлено, что отрицательные факторные параметры сварочных материалов генерируют уникальную, присущую данному фактору структуру дефектности. Данный вывод позволяет принимать пре-вентивные меры по предупреждению брака сварочных материа-лов, управлению качеством сварки по обратным связям алгоритма «фактор–причина–дефект».

3. Рассчитан удельный вес влияния сварочных материалов на вы-ходной уровень качества конкретных типоразмеров свариваемых стыков трубопроводов в зависимости от способа сварки, что дает возможность принимать обоснованные управляющие решения по совершенствованию технологических процессов и повышению качества сварных соединений.

1. Недосека А.Я. Основы расчета и диагностики сварных конструкций. Киев, 2001. 815 с.2. Шахматов М.В., Ерофеев В.В., Кова-ленко В.В. Работоспо-собность и нераз-рушающий контроль сварных соединений с дефектами. Челя-бинск : ЦНТИ, 2000. 227 с.3. Совершенствование технологических про-цессов и оптимизация качества сборочно-сварочных работ /

П.В.Занковец [и др.]. Минск : Экономика и право, 2004. 343 с. 4. Занковец П.В., Здор Г.Н., Шелег В.К. Количественные по-казатели дефектности и оценка качества сварных соединений // Весцi НАН Беларусi. Сер. фiз.-тэхн. навук. 2004. № 2. С. 118–122. 5. Занковец П.В., Ше-лег В.К. Математичес-кое моделирование влияния производ-ственных факторов на образование дефектов сварных соединений /

Математическое моделирование и информационные технологии в сварке и родственных про-цессах: сб. трудов 2-й Межд. конф., ИЭС им. Е.О.Патона НАН Украины. Киев, 2004. С. 95–98. 6. Занковец П.В., Здор Г.Н., Шелег В.К. Разработка методов и исследование причин дефектности сварных соединений // Весцi НАН Беларусi. Сер. фiз.- тэхн. навук. 2006. № 2. С. 107–113.

7. Занковец П.В. Ис-следование причинно-следственных связей образования дефектов в сварных соедине-ниях по результатам неразрушающего контроля // Защитные покрытия, сварка и контроль: сб. трудов 37-го межгосудар-ственного семинара. Минск, 2006. С. 67–72. 8. Занковец П.В. Мате-матическое модели-рование и информа-ционные технологии в обеспечении качества сварных металлокон-

струкций // Весцi НАН Беларусi. Сер. фiз.- тэхн. навук. 2007. № 2. С. 120–128.9. Денисов Л.С., Занковец П.В. Ис-следование и анализ дефектности сварных соединений, выпол-ненных сваркой плав-лением // Технологии–Оборудование–Качество: сб. трудов 11-го международного симпозиума. Минск, 2008. С. 85–88.10. Занковец П.В. Оптимизация качества и конку-

рентоспособности сварочной продукции на основе матема-тического модели-рования причинно-следственных связей образования дефектов сварных соединений // Математическое моделирование и информационные технологии в сварке и родственных про-цессах: сб. трудов 4-й Межд. конф. – ИЭС им. Е.О.Патона НАН Украины, Киев. 2009г. С. 17–22.


27


№ 4 (20) август 2010

Результаты исследования причин образования дефектности по фактору «Сварочные материалы» представлены в таблице 2. Видно, что доминирующими причинами, генерирующими 59,8% дефектов сварочных материалов, являются их сварочно-технологические свой-ства и адгезия (прочность) покрытия электродов и проволоки. Отсюда следует вывод о важности правильного выбора сварочных материалов при сварке конкретных марок сталей и их сплавов. Однако и другие параметры фактора также в определенной мере, а в общей сложности в 40,2% случаях, могут генерировать брак сварных соединений. По-лученные данные также дают возможность определить удельный вес влияния фактора «Сварочные материалы» на уровень качества свар-ных соединений конкретных типоразмеров в разрезе способов сварки, марок свариваемых материалов и условий сварочного процесса. Этот важный вывод позволяет по каждой совокупности стыков до начала их изготовления или в оперативном режиме принимать обоснованные решения по повышению уровня качества сварочных материалов, что безусловно повышает и выходной уровень качества изготавливаемых сварных соединений.

В таблице 3 представлены результаты исследования удельного веса влияния сварочных материалов на уровень качества сварных соединений технологических трубопроводов различных типоразмеров при сварке разными способами.

Срок эксплуатации около 50% магистральных трубопроводов в России и СНГ составляет более 30 лет, а некоторые эксплуатируются с 1950х годов. На трубопроводах, находящихся длительное время в эксплуатации, имеются конструкции, требующие герметизации изза опасности аварий. В основном это патрубки, вантузы, несанкционированные врезки, заплаты и конструкции, не предусмотренные действующей нормативной документацией. Такие участки трассы возможно эффективно отремонтировать с помощью разрезных тройников.

сварка практика


ремонт линейной части магистральных трубопроводов с помощью разрезных тройников

Л.А.Гобарев Кандидат техниче-ских наук, главный специалист ООО «НИИ ТНН», Москва

Н.Г.Гончаров Кандидат техничес-ких наук, главный специалист ООО «НИИ ТНН», Москва

И.А.Романова Инженер ООО «АСЦ Сварка СтройТЭК», Москва

О.И.КолесниковНачальник отдела ООО «НИИ ТНН», Москва

Е.В.ЛопатинСтарший научный сотрудник ОАО ВНИИСТ, Москва

Ремонт трубопроводов с помощью разрезных тройников применяют в тех случаях, когда использование других ремонтных конструкций (стальных или стеклопластиковых муфт) или методов ремонта (заварка «коррозионных язв», установка «чопов», вырезка дефектного участка) невозможно.

Для выполнения ремонтных работ используют разрезные тройники четырех типов:l штампосварные разрезные тройники

(ТШР) для трубопроводов высокого давления (рисунок 1а);

l муфтовые тройники (ТМТ) с приваркой патрубка к трубе в условиях трассы (рисунок 1б);

l муфтовые тройники (ТМЗ) с приваркой патрубка к полумуфте в заводских условиях (рисунок 1в);

l композитные муфтовые тройники (ТКМ) для ремонта патрубков с усиливающей накладкой (рисунок 2).Разрезные тройники используют для

герметизации установленных на трубопроводе конструкций (патрубки, вантузы, несанкционированные врезки, заплаты и конструкции, не предусмотренные действующей нормативной документацией). Разрезные тройники устанавливают на действующих трубопроводах без остановки перекачки продукта.

Разрезные тройники типа ТШР, ТМТ и ТМЗ конструктивно состоят из четырех элементов: верхней и нижней полумуфт, патрубка и заглушки (рисун - ки 1а–в). Композитные тройники состоят из верхней полумуфты с отверстием под установку на патрубок и нижней полумуфты. При этом ремонтируемый патрубок вместе с заглушкой входит в состав конструкции тройника. Соединение «патрубоктройник» может быть выполнено как с помощью сварки, так и с помощью композитных материалов (рисунок 2).

Штампосварные тройники преимущественно используют при ремонте трубопроводов высокого давления (до 9,8 МПа), изготовленных из труб класса прочности К60 с толщиной стенки 1127 мм. Конструкции типа ТМТ, ТМЗ и ТКМ нашли широкое применение при ремонте трубопроводов с рабочим давлением до 6,3 МПа, изготовленных из труб класса прочности К48К52 с толщиной стенки до 18 мм.

lремонт трубопроводов, тройник, сварка;lpipeline repair, T-connector, welding


трубопроводный транспорт [теория и практика] сварка практика

29№ 4 (20) август 2010

∅ 7

6

8

1

Преимуществом штампосварных тройников является их высокая конструктивная прочность; к недостаткам следует отнести высокие требования к качеству изготовления полумуфт и сборки конструкции, а также к качеству сварки кольцевых угловых швов.

Наиболее технологичной конструкцией при установке на трубопровод являются композитные муфтовые тройники. Простота и относительно небольшое время установки делают ее эффективной при ремонте патрубков и заплат. Однако данная конструкция не является герметичной и не предотвращает утечку продукта в случае разгерметизации трубопровода.

Конструкции разрезных тройников ТМЗ и ТКМ эффективны при выполнении ремонтных работ на трубопроводах низкого и среднего давления. При установке тройников ТМЗ объемы сварочномонтажных работ значительно ниже, чем при установке конструкций ТКМ, так как патрубок и заглушка привариваются в заводских условиях, а на трассе сваривают только продольные

рисунок 2. Схема муфтового тройника для ремонта патруб-ков с усиливающей накладкой:

рисунок 1: а — схема муфтового тройника для ремонта патрубков с уси-ливающей накладкой;б — схема муфтового тройника с приваркой патрубка к трубе; в — схема муфтового тройни-ка с приваркой патрубка к полумуфте.1 — ремонтируемая труба;2 — верхняя полумуфта; 3 — нижняя полумуфта; 4 — продольный стыковой шов;5 — кольцевой сварной шов;6 — патрубок; 7 — заглушка; 8 — кольцевой сварной шов

приварки патрубка к тройнику;

9 — конструкция, предназначенная для герметизации;

∅ — диаметр патрубка (325–720 мм);

L — длина тройника по магистрали (720–1300 мм)

1а

1б 1в

L

1

3

10

2 6 8 7

4 5 9

∅

L

∅

1 2

4

3

5

∅ 7

6

5

9

∅ 7

6

5

9

5

1 — ремонтируемая труба;2 — верхняя полумуфта; 3 — нижняя полумуфта; 4 — патрубок; 5 — заглушка;

6 — накладка усиливающая; 7 — герметизатор; 8 — композитный состав; 9 — отверстие;

∅ — диаметр патрубка (325–720 мм);

L — длина муфты (720 – 1300 мм)

сварка практика


швы полумуфт и угловые кольцевые швы конструкции. К недостаткам конструкции следует отнести необходимость использования специальных сборочносварочных приспособлений, потому что при приварке патрубка и заглушки к верхней полумуфте последняя под воздействием сварочных напряжений деформируется, что приводит к изменению ее геометрических параметров.

Конструкция ТКМ в этом плане является более технологичной, так как ее сборка может выполняться с использованием центраторов общего назначения.

Основным недостатком конструкции ТКМ является невозможность предотвратить утечку продукта из трубопровода в случае его разгерметизации в зоне ремонта.

К основным недостаткам конструкций ТШР, ТМЗ и ТКМ относится высокая концентрация напряжений в корневом слое шва приварки разрезного тройника к трубе по магистрали со стороны ответвления (рисунок 3).

Оценка напряженного состояния тройников, представленная на рисунке 3, проводилась методом конечных элементов с помощью программного комплекса «Сварка» на объемных и осесиметричных моделях. Оценивалась конструкция (рисунок 4), проходившая испытания на специализированном испытательном стенде.

Причина концентрации напряжений связана с характером нагруженности этой зоны, то есть с общей конструкцией тройника. Анализ геометрии у точки А показывает, что в нахлесточном сварном соединении наличие острого концентратора (непровара) в корне шва неизбежно, и единственным средством снижения концентрации напряжений и повышения усталостной прочности является изменение характера нагруз

ки, приложенной к шву. Эта нагрузка складывается из двух составляющих: растяжения и изгиба. Напряжение от растяжения может быть снижено за счет увеличения катета шва, а способом снижения напряжений от изгиба может стать увеличение податливости края тройника, чтобы он свободнее «поворачивался» под воздействием нагрузки вместе с участком трубы, к которому он приварен. Это возможно за счет уменьшения толщины края тройника и за счет увеличения длины «плеч» тройника.

Проведенные расчеты показали, что при увеличении длины тройника по магистрали напряжение в корневом слое шва снижается, что при циклическом нагружении дает увеличение ресурса до 20%.

Исследования показали, что увеличение ресурса конструкций во многом зависит от качества сварки кольцевых угловых соединений. На уровень механических свойств металла сварного соединения (сварного шва, зоны термического влияния, околошовной зоны) решающее влияние оказывает уровень тепловложения в металл при сварке, то есть термический цикл сварки. Комплекс проведенных исследований по оценке реакции металла на термический цикл сварки показал, что при оптимальном тепловложении в металл можно получить качественную структуру и высокие механические свойства во всех зонах сварного соединения. Установлено, что при оптимальном термическом цикле сварки удается достигнуть равнопрочности металла шва и сварного соединения; отсутствия в зонах сварного соединения высокопрочных закалочных структур с низкой трещиностойкостью; уровня твердости в диапазоне 240– 255 НV10 и ударной вязкости на уровне 50–70 Дж/см2. Для достижения указанных показателей сварочные работы следует выполнять ручной дуговой сваркой обратноступенчатым способом с помощью отжигающих валиков.

Стендовые испытания указанных конструкций на конструктивную прочность до разрушения при статическом нагружении внутренним давлением показали, что все испытанные образцы разрушались за пределами ремонтных конструкций. Стендовые испытания на циклическую долговечность показали, что срок службы конструкций с разрезными тройниками может составлять от 15 до 30 лет в зависимости от типа конструкции и режимов нагружения.

Указанные ремонтные конструкции нашли широкое применение при выполнении специальных ремонтных работ на магистральных трубопроводах. Трубопроводы, отремонтированные с помощью разрезных тройников, успешно эксплуатируются.

рисунок 3. Распре-деление максималь-ных растягивающих напряжений s1 по сечению углового шва при испытаниях натурного образца на долговечностьР — циклическое внутреннее

давление; М — циклический изгибаю

щий момент; N — частота нагружения

3

4

рисунок 4. Образец для испытаний ремонт-ной конструкции типа штампосварной раз-резной тройник (ТШР):

1 — штампосварной разрезной тройник;

2 — испытуемая труба с дефектом;

3 — простава;4 — заглушка; 5 — продольные швы; 6 — кольцевые швы; S1 — толщина трубы

(17,1 мм); S2 — толщина тройника

по магистрали (36 мм)

s1 Компонеты напряжения, МПа

Горизонтальная координата Х, мм

∅724

Дефект (сквозное отверстие ∅40 мм)

Точка А

5360

1260

605

3

3

3 412

S2S1

4

∅10

67

518 522 526 530 534 538 542 546 550 554

1000

800

600

400

200

0

Режимы испытаний натурного образца:Рmax = 11,34 МПа;Рmin = 2,0 МПа;Мmax = 1000 кН.м;Мmin = 323 кН.м;N = 4 цикл/мин

937 МПа

6 6 6 6

5

55

6 6

Месторождения Азербайджана, характеризующиеся боль-шим многообразием факторов, влияющих на процесс добы-чи и подготовки нефти, обусловлены в основном различием геолого-энергетических, физико-химических и реологичес-ких свойств пластовых флюидов, способов эксплуатации, длительности разработки и т.д. Каждый из указанных фак-торов и всевозможные их сочетания предопределяют боль-шое различие в свойствах добываемых в Азербайджане высоковязких, быстрозастывающих нефтей и их эмульсии.

31


№ 4 (20) август 2010

транспорт нефти и газа теория

Об учете и определении структурной устойчивости течений аномальных систем в нефтесборной сети

Совместное извлечение, сбор и подготовка различных по своим свойствам, количествам, соотношениям и условиям перемешивания указанных флюидов приводят к образованию сложных и неодинаковых по характеру и типу эмульсий.

Несмотря на использование наиболее эффективных деэмульгаторов, значения коэффициента степени обессоливания и обезвоживания таких реологически

сложных систем в некоторых случаях оказались низкими. Низкая эффективность часто связана с тем, что эти нефтяные эмульсии относятся к тиксотропным эмульсиям, склонным к структурообразованию, что имеет место при отстое эмульсии. Наличие смол, парафина и асфальтенов придают эмульсиям тиксотропные свойства, которые приводят к недостаточно глубокому обезвоживанию. Как правило, в промысловых условиях в связи с широким применением внутрискважинной и путевой деэмульсации мы имеем дело именно с такими эмульсиями. Одной из серьезных проблем, возникающих при добыче и транспорте высоковязких тяжелых нефтей и нефтяных эмульсий, является их подготовка до товарной кондиции [5].

У нефтяных эмульсий, как и у парафинистых нефтей, не подчиняющихся закону Ньютона, вязкость изменяется в зависимости от градиента скорости. Анализ кривых течений этих систем показывает, что увеличение содержания воды в нефтяной эмульсии до определенного предела приводит к увеличению кажущейся вязкости эмульсии, следовательно, и к соответствующему увеличению энергетических затрат на перекачку такой эмульсии. В точке инверсии происходит обращение фаз, которое имеет исключительно большое практическое значение. Эмульсия типа Н/В транспортируется при меньших энергетических затратах, чем эмульсия типа В/Н.

В отличие от внешнего (магистрального транспорта), при внутрипромысловом часто имеет место транспорт вышеуказанных многокомпонентных, многофазных смесей, от скважины до пунктов подготовки нефти, где продукция постоянно меняет свои физикохимические и реологические свойства, а также товарные качества во времени. Более того, в технологических трубопроводах количество возникающих техникотехнологических задач, требующих своего решения, гораздо разнообразнее и порой сложнее, чем при магистральном транспорте. Таким образом, проблема повышения эффективности технологических процессов при

Г.Г.Исмаилов Доктор технических наук, профессор, заведующий лабо-раторией «Сбор, под-готовка и транспорт нефти и газа» НИПИ «Нефтегаз» ГНКАР, Баку

И.Н.Келова Кандидат техничес ких наук, научный со-трудник лаборатории «Сбор, подготовка и транспорт нефти и газа» НИПИ «Нефтегаз» ГНКАР, Баку

В.Х.Нуруллаев Кандидат техничес-ких наук, инженер по качеству Управления «Магистральных Тру-бопроводов» НИПИ «Нефтегаз» ГНКАР, Баку

В.К.Гулиев Младший научный сотрудник лаборато-рии «Сбор, под-готовка и транспорт нефти и газа» НИПИ «Нефтегаз» ГНКАР, Баку

М.М.КулиевЗаместитель директора по транс-порту нефти, газа и гидротехническим сооружениям НИПИ «Нефтегаз» ГНКАР, Баку

lструктурная устойчивость, нефтяная эмульсия, реология, реологическая модель, время структурной релаксации, смола, парафин;

lstructural stability, oil emulsion, rheology, rheological model, structural relaxation time, resin, wax


uuК факторам, влияющим на процесс добычи и подготовки нефти относятся:

l сортность нефтей, наличие в них высоко-молекулярных соединений;

lкачество и количество сопутствующей воды с растворенными в ней солями различных соединений;

l состав, количество и размер фракции поступающей мехпримеси и т.д.

мурадханлы ПИБ (0,8);сангачаловская;бузовна 20°С;нариманов 30°С;нариманов 20°С

транспорт нефти и газа теория


наличие и взаимодействие парафиновых и асфальтеносмолистых составляющих, а также возникновение микрозародышей новых фаз в системе при фазовых переводах. С другой стороны, результаты вискозиметрических исследований показывают, что при движении различных структурированных систем возникает неустойчивость течения задолго до достижения числа Рейнольдса — своего критического значения. Согласно исследованиям последних лет, это обусловлено проявлением в указанных системах релаксационных свойств, которые помимо количественных могут также приводить к качественным изменениям при их движении [4, 6, 7]. В этой связи повышение эффективности и надежности транспортировки структурированных нефтей тесно связано с определением релаксационных свойств последних с целью рационального выбора параметров перекачки.

сборе, подготовке и транспортировке может усугубляться также разнообразием и сложностью внутренней структуры отмеченных транспортируемых систем, что обусловлено наличием в них различных включений.

Поэтому недостаточно обоснованный выбор режимных параметров перекачки и расчетных схем трубопроводов без учета гидравлических и релаксационных характеристик потоков в газонефтесборной сети может лишь увеличить энергетические затраты и число осложнений в нефтегазодобыче. Такие системы, как правило, относятся к реологическим неравновесным жидкостям и кривые течения для них в большинстве случаев нелинейны [1, 2, 4]. Отмеченное аномальное поведение неньютоновских нефтей может объясняться различными факторами. При этом для структурообразующих нефтей наиболее определяющими факторами являются

Испытуемые системы t, Па Др, с–1

Нефть

мурадханлинская

Нефть

мурадханлинская

с добавкой ПИБ (0,8%)

Нефть кюрсангинская

с добавкой парафина

(7%)

Нефть сангачалская

Нефть мурадхан-

линская (90%)+

нефть кюрсангинская

(10%)

Бузовнинская

нефтяная

эмульсия 20°С

Бузовнинская

нефтяная


Нефть

наримановская 20°С

Нефть

наримановская 30°С

24

32

41

55

73

90

17

22

32

40

64

90

26

40

51

63

75

89

32

45

63

78

88

14

22

32

55

84

18

23

30

39

54

17

22

26

28

40

54

0,3

0,3

1

1

1

2

3

4

8

12

17

30

0,3

0,3

0,3

0,6

0,7

1

2

3

5

8

11

20

62,5

101,5

153,7

239,4

338,3

422,1

30,5

50,5

81,2

129,6

243,0

374,3

41,0

86,7

123,8

170,9

217,5

265,2

45,8

83,7

132,7

167,5

195,5

19,5

61,2

111,8

251,0

417,1

50,3

73,4

112,1

167,1

231,1

21

42

54

58

85

117

3,0

5,4

9,0

16,2

27,0

48,6

81

145,8

273

437,4

729,0

1312,0

3,0

5,4

9,0

16,2

27,0

48,6

81

145,8

273

437,4

729,0

1312,0

таблица 1 Результаты вискозиметрии структурированных нефтей

рисунки 1–2. Результаты обработки данных вискозимет-рии структуриро-ванных нефтей и нефтяных эмульсий по методике Кросса

1

3

2

4

рисунки 5–6. Экстраполяция данных вискозиметрии для струк-турированных нефтей в координатах лн j, t2

обозначения на рисунках 1–6: мурадханлы;кюрсанги с добавкой парафина (7%);мурадханлы+кюрсанги;бузовна 40°С;

рисунки 3–4. Зависи-мость j=ƒ(t2) для структу-рированных нефтей

t2, Па2

t2, Па2

t2, Па2

t2, Па2

0 2000 4000 6000 8000

0 2000 4000 6000 8000

0 200 400 600 800 1000

0 200 400 600 800 1000

1/h2, (Па.с)–2

j, (Па.с)–1

1/h2, (Па.с)–2

j, (Па.с)–1

25

20

15

10

5

0

5

4

3

2

1

0

5000

4000

3000

2000

1000

0

80

70

60

50

40

30

20

10

0

трубопроводный транспорт [теория и практика] транспорт нефти и газа теория

33№ 4 (20) август 2010

Как известно, широкое применение для обработки кривых течения реологически сложных систем получил метод Кросса, который позволяет путем спрямления экспериментальных данных в соответствующим образом подобранных координатах 1/h2, t2 находить релаксационные параметры (вязкость и время релаксации) жидкостей. Однако анализ результатов многочисленных реологических исследований нефтей Азербайджана (табли-ца 1) показал их нелинейный характер (рисунки 1 и 2), что может быть объяснено структурными изменениями. Поэтому для описания реологического поведения вышеуказанных нефтей возникает необходимость использования таких моделей, которые позволяли бы учитывать их внутренние структурные изменения.

Одной из таких моделей, учитывающей структурную устойчивость системы, может служить обобщенная реологическая модель экспоненциального вида [3], согласно которой коэффицент структурной устойчивости æ оценивается из следующего выражения:

æ

(1)

1. Гидродинамика трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов / А.Х. Мирзаджанзаде [др.]. М. : Недра, 1984. 287с.2. Теория и практика применения неравно-весных систем в нефте -добыче / А.Х. Мир зад-жанзаде [др.]. Баку : Элм, 1985. 220 с.3. Рейнер М. Дефор-мация и течение. М. : Гостоптехиздат, 1963. 381 с.4. Саттаров Р.М. Научные основы диагностирования и определения свойств реологически слож-ных систем, применяе-мых в нефтегазодобы-че. Баку. 1982. 339 с.

где j0, j∞ — соответственно подвижность жидкости при t=0 и наибольшем напряжении сдвига t.

Интегрирование (1) при постоянном æ дает:

æ,

(2)

С целью определения указанных параметров следует построить для каждой испытываемой системы зависимости j= f(t2) (рисунки 3 и 4). Полученные значения параметров j0 и j∞, а также коэффициенты структурной устойчивости æ, вычисленные согласно графику (ри-сунки 5 и 6), представлены в таблице 2.

Так как величина t2/æ безразмерна, то коэффициент структурной устойчивости æ должен быть величиной той же природы, что и t2. æ можно интерпретировать как диссипированную мощность деформации на единицу подвижности. Ситуация эта аналогична той, которая получается при определении работы упругой деформации в максвелской модели [1, 3, 4]. Приравнивая параметры при t2 с учетом G=h0/q для определения времени релаксации q структурированных систем в первом приближении можно предложить следующее соотношение:

5. Промысловый сбор и подготовка аномальных нефтей: сб. научн. тр., ВНИИСПТнефть. Уфа, 1986. 137 с.6. Саттаров Р.М., Исмаи-лов Г.Г., Рафибей ли Н.С. Исследование гидрав-лических характеристик вязкоупругих жидко-стей. Тезисы докладов Х школы-семинара по проблемам трубопро-водного транспорта. Уфа, 1987. С. 15–17.7. Исмаилов Г.Г., Ра-фибейли Н.С. Реологи-ческое исследование структурированных нефтей. Материалы конференции по пробле-мам сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов по тру-бопроводам. Уфа, 1998. С. 21–23.

Испытуемые

системы

Коэффициент структурной

устойчивости æ, Па2

Время структурной

релаксации q, ссмол смолпарафинов парафиновасфальтенов

Содержание, вес % Подвижность j, Па–1∙с–1

Нефть мурадханлинская

Нефть мурадханлинская

с добавкой ПИБ (0,8%)

Нефть кюрсангинская

с добавкой парафина (7%)

Нефть сангачалская

Нефть мурадханлинская (90%)+

нефть кюрсангинская (10%)

Бузовнинская нефтяная


Бузовнинская нефтяная


Нефть наримановская 20°С

Нефть наримановская 30°С

10

10

7

4,7

9,7

8,6

8,6

10

10

10

10

7

4,7

9,7

8,6

8,6

10

10

7

7

15

20

7,1

2,7

2,7

4,6

4,6

7

7

15

20

7,1

2,7

2,7

4,6

4,6

3

3

4

4,3

3,1

0,1

0,1

0,82

0,82

1447

2061

2806

2474

2161

230

237

175

81

1447

2061

2806

2474

2161

230

237

175

81

таблица 2 Реологические характеристики структурированных нефтей

(3)

По полученной формуле были рассчитаны времена релаксации для каждой системы (таблица 2).

Таким образом, анализ проведенных исследований показал, что при наличии сдвиговой деформации экстраполяция обобщенного реологического уравнения экспоненциального типа позволяет определить коэффициент структурной устойчивости.

Предложена зависимость, которая в случае структурообразующих нефтей (наиболее определяющими факторами для которых являются наличие и взаимодействие в них парафиновых, асфальтеносмолистых составляющих, а также возникновения зародышей новых фаз в системе при фазовых переходах) позволяет оценить время структурной релаксации, т.е. время, которое соответствует началу потери структурной устойчивости потоков в системах сбора и транспортировки.

5 6

t2, Па2

0 2000 4000 6000 8000

лн j лн j

6

5

4

3

2

1

0

10

8

6

4

2

0

t2, Па2

0 500 1000 1500 2000

Магистральный нефтепровод (МН) — сложное распределенное сооружение, включающее в себя множество взаимосвязанных технических систем и агрегатов, служащих для транспортировки жидкости (нефти) на большие расстояния. Запуск и функционирование такого объекта (сооружения) является крайне сложным и потенциально небезопасным технологическим процессом. Эксплуатация нефтепровода требует неукоснительного соответствия показателей процесса перекачки нефти заявленным проектным значениям.

Для обеспечения безопасной эксплуатации нефтепровода с заданными характеристиками необходимо выполнить все требования проектной документации на этапе строительства и определить мероприятия, которые обеспечат их исполнение на этапе эксплуатации. Особую важность это условие приобретает для нефтепровода, сооружаемого в условиях горного рельефа с большим перепадом высот.

Процессы и режимы перекачки нефти по магистральному нефтепроводу определяются технологическими регламентами, разрабатываемыми эксплуатирующей организацией. Технологические регламенты относятся к эксплуатационной документации и

должны четко описывать технологический процесс и мероприятия, необходимые для поддержания его в заданных границах.

Необходимость и порядок разработки технологического регламента определены в нормативной документации ОАО «АК «Транснефть» [1–4].

uuТехнологические регламенты по эксплуатации нефтепровода объединяют в себе различные вопросы, а именно:

l требования к режимам работы трубо-провода;

l порядок осуществления производствен-ного процесса перекачки нефти;

l общие условия ввода оборудования НПС, ЛЧ, РП в работу и его вывода из работы;

l границы и нормы показателей технологического процесса перекачки нефти;

l требования к выполнению операций технологического процесса с целью обеспечения безопасной эксплуатации и поддержания заданных количествен-ных и качественных показателей;

l требования к организационной и техно-логической структуре управления;

l действия персонала в штатных и нештат-ных ситуациях и т.д.

Последовательность действий по вводу и выводу оборудования в работу должна рассматриваться в детальных инструкциях по пуску, остановке оборудования, выбору и изменению режимов его работы в соответствии с требуемым режимом работы нефтепровода.

1 Условия для разработки технологических регламентовРазработка технологического регламента по эксплуатации нефтепровода — сложный процесс, требующий серьезных временных и организационных ресурсов. На рисунке 1 представлена схема организации работ над регламентом.

Разработка любого продукта начинается с постановки задачи — в данном случае с технического задания (ТЗ). ТЗ формулирует требования Заказчика к составу и содержанию документа.

Организационнотехнологические решения, принимаемые в процессе разработки технологического регламента по эксплуатации нефтепровода, регламентируются действующей нормативной базой.

Важнейшим вопросом для разработчиков регламента по эксплуатации нефтепровода является получение от Заказчика фактических характеристик закупаемого оборудования, параметров перекачиваемого продукта и всех проектных данных о нефтепроводе, так как полнота и качество исходных данных влияют на процесс разработки регламента и точность получаемых значений.

Неотъемлемым элементом разработки регламента является математическая модель нефтепровода, использование которой позволяет выполнить проверку принимаемых организационнотехнологических решений, расчет

Принципы разработки технологических регламентов для магистральных нефтепроводов

А.А.БашлыковКандидат техничес-ких наук, доцент, замести тель гене-рального директора ЗАО «ВНИИСТ- Нефтегазпроект», Москва

техническое регулирование теория


М.А.Лыгин Начальник Управле-ния сопровождения ПНР ООО «ЧТПЗ-Инжиниринг», Москва

С.М.Барабанова Главный специалист Сектора технологиче-ских схем и расчетов ЗАО «ВНИИСТ- Нефтегазпроект», Москва

С.Ф.Дрожжинов Начальник сектора математического моделирования Главного Технологи-ческого бюро ЗАО «ВНИИСТ- Нефтегазпроект», Москва

lтехнологический регламент, магистральный нефтепровод, математическая модель нефтепровода, математическая гидродинамическая модель нефтепровода, технологические алгоритмы, моделирование гидродинами-ческих процессов;

lproduction schedules, the main oil pipeline, mathematical model of an oil pipeline, mathematical hydrodynamic model of an oil pipeline, technological algorithms, modelling of hydrodynamic processes

uuКлючевые слова / Key words:В статье изложены принципы разработки технологических регламентов с применением методов математического моделирования. Описываются подходы к построению гидродинамических моделей нефтепровода и применяе-мые программные средства.


35


№ 4 (20) август 2010

значений параметров работы основных узлов, а также значений защит.

На заключительном этапе разработки Заказчиком осуществляется контроль исполнения в соответствии с техническим заданием, экспертиза промышленной безопасности на предмет соответствия выпускаемого документа нормам и регистрация в Ростехнадзоре.

2 Этапы создания технологических регламентовОсновные этапы создания технологического регламента по эксплуатации магистрального трубопровода:1. Анализ исходных данных и раз

работка структуры и содержания документа.

2. Математическое моделирование технологического процесса:

l построение упрощенной модели нефтепровода (без учета оборудования НПС), проверка парамет ров стационарных режимов перекачки;

l построение и настройка расширенной модели нефтепровода с учетом характеристик оборудования НПС, резервуарных парков и ЛЧ;

l разработка модели системы управления нефтепроводом;

l разработка технологических алгоритмов режимов запуска и остановки нефтепровода для планируемых

стационарных расчетных режимов с проверкой на модели;

l расчет значений защит и блокировок для обеспечения безопасности при стационарных режимах;

l составление перечня и классификация аварийных ситуаций (аварийное отключение отдельных насосных агрегатов и НПС в целом, работа неф тепровода через станцию, закрытие линейной задвижки и т. д.);

l исследование аварийных ситуаций на модели нефтепровода с целью выработки мероприятий (действия диспетчера и/или автоматики) по устранению или снижению последствий аварийных ситуаций;

l уточнение значений защит и блокировок оборудования с учетом переходных процессов;

l разработка технологических карт режимов работы нефтепровода.

3. Разработка разделов регламента с учетом результатов моделирования.

4. Разработка специализированных разделов регламента, не требующих моделирования.

5. Оформление первой редакции документа, комплектация необходимым графическим материалом.

6. Согласование документа с заказчиком работ.

7. Корректировка документа в соответствии с полученными заме

чаниями, выпуск второй редакции документа.

8. Проведение экспертизы промышленной безопасности, регистрация экспертного заключения в надзорных органах РФ. Состав необходимых для разработки

регламента исходных данных представлен на рисунке 2.

3 Принципы описания поведения МН в штатных и нештатных классах ситуаций с учетом стационарных и нестационарных процессов в трубопроводахПри проектировании любого нефтепровода выполняется расчет параметров стационарных режимов перекачки нефти при заданной производительности, а также предварительные расчеты нестацио нарных процессов в части обоснования необходимости. Окончательные настройки выполняются по результатам моделирования нестационарных процессов системы сглаживания волн давления (ССВД).

В процессе разработки технологического регламента по эксплуатации магистрального нефтепровода необходимо четко определить состав и параметры допустимых состояний нефтепровода, проработать условия их возникновения и процессы перехода между ними.

Разработкатехнологического

регламента

Нормативная база

Исходные данные

Техническое задание

Экспертиза промышленной

безопасности

Версия документа

u

u

u

u

u u

u

uu

u

u

u u

Требования к организационно-технологическим решениям

Замечания Замечания

Экспертное заключение

Алгоритмы управления

Параметры режимов

Настройки защит

Характеристики объекта

Характеристики объекта

Профиль добычи

Параметры нефти

Характеристики закупленного оборудования

Состав и содержание разделов

Технологические алгоритмы

Организационные мероприятия

Математическая модель нефтепровода

Заказчик

1



uuК основным штатным режимам работы нефтепровода можно отнести:

l все проектные стационарные режимы пере-качки нефти;

l пуск нефтепровода;l остановку нефтепровода;l режим откачки нефти из резервуаров

на промежуточных НПС;l переходы из одного стационарного режима

в другой;l режимы перекачки через НПС;l режимы обратной перекачки (при наличии

в проекте технических решений обратной перекачки).

uuК основным нештатным режимам можно отнести:

l отключение одного насосного агрегата на любой НПС;

l отключение всех насосных агрегатов (например, обесточение НПС);

l несанкционированное закрытие задвижки на линейной части;

l утечка нефти.

В регламенте по эксплуатации нефтепровода должны быть рассмотрены основные организационные и технические мероприятия, условия и ограничения, необходимые для достижения требуемых параметров штатных режимов работы нефтепровода, и мероприятия по переводу нефтепровода из внезапно возникшего нештатного состояния к штатному режиму работы.

С большой точностью все это может быть проработано только с использованием математического моделирования нефтепровода.

4 Принципы построения математической модели нефтепроводаМатематическая модель нефтепровода (ММН) позволяет отработать поведение технологического объекта управления (нефтепровода) в штатных и нештатных классах ситуаций с учетом стационарных и нестационарных процессов в трубопроводе. Это позволяет:l разработать технологические карты

стационарных режимов работы неф тепровода с указанием значений основных показателей режимов (давление, расход, температура нефти на входе и выходе нефтеперекачивающей станции, количество и текущая мощность насосных агрегатов...);

l оценить соответствие характеристик технологического оборудования проектным режимам перекачки;

l определить аварийные и предельные уставки автоматических защит;

l разработать и проверить оптимальные алгоритмы управления нефтепроводом (пуск, остановка, режимы изменения производительности...);

l моделировать нештатные ситуации на нефтепроводе (несанкционированное закрытие линейной задвижки, отключение одного или

нескольких насосных агрегатов...) и отработать алгоритмы действия автоматики и управления магистральным нефтепроводом при формировании сигнала различных нештатных ситуаций;

l оценить максимальные забросы давления при отключении насосных агрегатов промежуточных нефтеперекачивающих станций, как при наличии ССВД, так и при отсутствии системы сглаживания;

l определить порядок действия оперативного персонала в штатных и нештатных (аварийных) ситуациях при отсутствии системы автоматического управления нефтепроводом;

l оценить допустимое время принятия решения оперативным персоналом в случае аварийной ситуации;

l оценить возможное негативное влияние окружающей среды на режимы работы нефтепровода, выполнить расчет величины утечки при разрыве трубы.На рисунке 3 представлена схема

использования математической модели неф тепровода при разработке регламента.

Разработка математической модели нефтепровода осуществляется в соответствии с исходными данными с учетом характеристик перекачиваемой среды (нефти), состава, расположения и характеристик оборудования, а также системы управления данным оборудованием.

2


Для построения математической модели

Параметры перекачиваемой среды

Характеристики и описание оборудования НПС, ЛЧ, РП

Схемы автоматизации и связи

Состав и описание проектных стационарных режимов перекачки

Состав и описание переходных режимов перекачки


Состав и описание проектных аварийных режимов

Для составления технологических алгоритмов

Технологические схемы НПС, ПСП, ЛЧ, РП

Технологические регламенты НПС, ПСП

Характеристики и описание оборудования НПС, ЛЧ, РП


Состав и описание проектных стационарных режимов перекачки

Условия сдачи и приемки нефти

Для разработки организационных мероприятий

Концепты управления трубопроводом

Организационная структура оперативного персонала



Технологические карты режимов

u u u

u

u


37


Изменение параметров и алгоритмов

Выпуск проекта и технологического регламента

Технологические алгоритмы управления

Характеристики оборудования и перекачиваемой

среды

№ 4 (20) август 2010

После построения математической модели нефтепровода выполняется ее отладка и проверка параметров стационарных режимов перекачки, определяется состав дополнительных исходных данных, необходимых для уточнения модели.

Для проверки нестационарных режимов перекачки (запуск, остановка, переходные режимы...) требуется разработка технологических алгоритмов (переключений оборудования, выполняемых оперативным персоналом и/или автоматикой и направленных на достижение заданного режима работы). Разработанные технологические алгоритмы реализуются в модели нефтепровода. В состав алгоритмов должны быть включены средства и настройки защит и блокировок, контуров регулирования технологических параметров, алгоритмы переключений оборудования и т.д.

В соответствии с техническим заданием разрабатывается перечень режимов работы нефтепровода, подлежащих проверке на модели. Полученные в процессе моделирования результаты используются для поиска оптимальных и безопасных для работы нефтепровода технологических алгоритмов переключений оборудования, настроек защит и блокировок и контуров регулирования. Полученные алгоритмы описываются в технологическом регламенте по эксплуатации нефтепровода и становятся основой задания для программирования контроллеров систем управления.

На основе всех полученных результатов моделирования составляются технологические карты и эпюры потерь напора и тепловых потерь (при необходимости) по длине нефтепровода для всех проектных режимов перекачки, которые также должны быть представлены в разрабатываемом документе.

5 Средства для построе ния математических моделей МНВыбор программных инструментальных средств моделирования должен основываться на анализе возможностей существующих зарубежных и отечественных программных средств, обеспечивающих создание математических гидродинамических моделей магистрального нефтепровода, математической модели системы управления и средств связи [5, 6].

Основными критериями выбора средства моделирования являются:l использование широко известных в

мировой практике методик расчета теплогидравлических процессов в трубопроводных системах, обеспечивающих необходимую точность расчетов;

l возможность учета в расчетах внешних окружающих условий;

l наличие системы автоматизированного построения схемы моделируемого объекта и ввода исходных данных;

l наличие средств моделирования системы управления оборудованием, входящим в состав трубопровода;

3

l возможность создания алгоритмов управления элементами модели;

l наличие настраиваемой системы накопления результатов расчета и системы доступа к ним с возможностью генерации отчетов в виде графических и текстовых мате риалов;

l возможность доступа к результатам расчета в процессе их выполнения;

l наличие встроенной системы сигнализации об ошибках на этапах ввода исходных данных, генерации модели на основе введенных исходных данных, выполнения расчетов;

l наличие настраиваемой системы сигнализации о наступлении событий, определенных пользователем;

l широкая известность рассматриваемого средства моделирования в мировой практике, наличие у него «послужного списка» реализованных проектов.На рисунке 4 представлена возмож

ная схема работы системы моделирования трубопроводных систем.

Для реализации подобной схемы работы при моделировании нефтепроводных систем нашей компанией используется широко известный в мировой практике программный комплекс «Stoner Pipeline Simulator» (SPS). SPS позволяет моделировать гидродинамические процессы в трубопроводных системах при перекачке однофазных потоков (жидкость или газ) [7, 8] с учетом теплообмена с окружающей средой.

Описание и графическое представление нефтепровода в формате математической модели

Технологические алгоритмы в формате математической модели

Расчеты стационарных и переходных процессов

u

u

uu

uuuu

uuuu

Проверка проектных решений

и верификация алгоритмов управления

u

u

u


по нефте- проводу

Математическая модель трубопроводной системы

Технологические алгоритмы Проектные решения

Гидродинамическая модель трубопроводной системы



1. РД 39-30-598-81 Методическое руко-водство по состав-лению регламента технологического режима эксплуатации нефтепровода. 2. РД 39-30-49-78 Положения о регла-менте технологиче-ских режимов эксплуа-тации магистральных нефтепроводов.3. РД-153-39.4-056-00 Правила технической эксплуатации маги-стральных нефтепро-водов.

4. ОР 13.01-60.30.00-КТН-007-3-02 Регла-мент разработки технологических карт, режимов работы, планирования и учета потребления электроэнергии в ОАО МН ОАО «АК «Транс-нефть». 5. Математическое моделирование как инструмент верифи-кации технологичес-ких алгоритмов и режимов управления магистральными тру-бопроводами /

А.А Башлыков // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2008. № 1. С. 70–77.6. Принципы верифи-кации технологических алгоритмов, режимов и средств управления магистральными неф-тепроводами на основе математического моделирования / А.А Башлыков // Автомати-зация, телемеханиза-ция и связь в нефтяной промышленности. 2008. № 12. С. 15–24.

uuЗаключение:Описанные выше принципы и подходы опро-

бованы и дали положительные результаты при разработке следующих технологичес-ких регламентов:

1. «Регламент автоматизации нефтепроводов с рабочим давлением до 10 МПа» для первой очереди ТС ВСТО [9].

2. «Технологический регламент по экс-плуатации нефтепровода Ванкорское месторождение–НПС «Пурпе»[10].

3. Проект «Технологического регламента по эксплуатации нефтепровода «Ямал».

Разработка всех регламентов сопровождалась созданием, верификацией и применением следующих математических моделей:

l Модель нефтепровода Восточная Сибирь–Тихий океан (1-я очередь).

l Модель нефтепровода Ванкорское месторождение–НПС «Пурпе».

l Модель нефтепровода «Ямал».В настоящее время в разработке находится

«Технологический регламент по экс-плуатации МН Юрубчено-Тохомское месторождение–ПСП «Тайшет».

В состав SPS входят средства для построения и отладки моделей нефтепроводов с использованием библиотек готовых элементов оборудования и элементов систем управления. Модель нефтепровода разрабатывается в виде схемы элементов оборудования (резервуары, участки труб, насосы, задвижки, регулирующие клапаны и т.д.) и подключенных к ним элементов систем управления (ПИД–регуляторы, релейные устройства, задатчики значе

7. «Stoner Pipeline Simulator 9.6. Help and Reference». Advantica, Inc. 2007. 8. «Stoner Pipeline Simulator 9.6. User training manual». Advantica Inc. 2007.9. Регламент автомати-зации нефтепроводов с рабочим давлением до 10 МПа для первой очереди ТС ВСТО. 2008 г.10. «Технологический регламент по эксплуата-ции нефтепровода Ван-корское месторождение — НПС «Пурпе». 2009 г.

ний, усилительные звенья и т.д.). К каждой модели может быть подключен набор алгоритмов взаимодействия ее элементов, задающих последовательности переключений оборудования и формирующих тем самым процедуры запуска, остановки и других режимов работы нефтепровода.

Таким образом, SPS позволяет сформировать и проверить систему основных алгоритмов управления нефтепроводом, важных для перекачки нефти [5,6].

Выполнение расчетов

Сбор и анализ исходных данных

Выбор режима работы

Накопление результатов расчета

Вывод результатов расчета

Загрузка алгоритмов

Сигнализация ошибок, определенных пользователем

Сохранение текущего состояния

Построение модели

Выбор исходного состояния

Сигнализация ошибок расчета

Корректировка и сохранение алгоритмов

Просмотр и анализ результатов расчета

Выводы о выполненных

расчетах

u

u

u

u

u

uu

u

u

uu u

u

u

u

uuu

u

Исходные данные в формате модели

Алгоритмы в формате модели

Загрузочный файл с алгоритмами

Загрузочный файл модели

Выводы

Необходимые исправления

Описание алгоритмов

Инструкции по загрузке модели

Графики, значения параметров

События и время их возникновения

Характер и время возникновения ошибки расчета

Таблицы значений параметров

Файлы данных в формате модели

Состояние модели

Ошибки СобытиеЗначения расчетных параметров

Файл состояния

4

трубопроводный транспорт [теория и практика] экология теория

39№ 4 (20) август 2010

Факторы неблагоприятных и опасных природных воздействий находят отражение в различных методиках в области управления целостностью ГТС: анализа риска аварий [1], прогнозирования технического состояния МГ и оценки ресурса [2], приоритизации участков для ремонтнопрофилактических работ [3]. Природные риски (в том числе глобального характера) учитываются в масштабных проектах и программах перспективного освоения углеводородных ресурсов.

Проведенный анализ факторов аварийности по данным актов расследования причин аварий (данные с 1971 по 2007 гг.) показал, что влияние природных факторов на целостность ЛЧ МГ целесообразно рассматривать в двух аспектах:

1) природные факторы как прямые источники аварий, вызывающие «мгновенное» разрушение (землетрясения, оползни, дождевые паводки, сели и др.);

2) природные факторы как источники многолетних воздействий (в том числе на скрытые дефекты), которые способствуют накоплению повреждений, снижая надежность газопровода в целом и его конструктивных элементов (геодинамические, эрозионные, криогенные процессы, просадочные свойства грунтов и качественный состав грунтовых вод и т.п.) [4].

Л.В.Власова Кандидат сельскохозяйствен ных наук, ведущий научный сотрудник лаборатории анализа аварийно-сти и гражданской защиты Центра анализа рисков, управления промышленной безопасностью и гражданской защитой ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Москва

Очевидно, что в любом из этих аспектов структура факторов будет меняться в зависимости от региональной специфики, которая в перечисленных выше методиках для природных факторов аварийности отражена слабо. Корректная количественная оценка влияния природных факторов на аварийность и последующий сравнительный анализ результатов встречает ряд ограничений в связи с отсутствием однородных фактических данных о климатических, геологических, инженерногеологических и гидрогеологических условиях в различных регионах прокладки газопроводов — как для территории ЕСГ в целом, так и для наиболее проблемных участков. Как правило, недостатки в информационном обеспечении восполняются субъективными «экспертными оценками», не отражающими в полной мере закономерности и связи природных факторов и аварийности.

В качестве информационной основы для решения задач оценки природных опасностей и рисков для объектов газоснабжения предлагается создание проблемно ориентированных картографических моделей, которые содержат систематизированные данные по природным факторам для территории

lгазопроводы, аварийность, коррозия, стресс-коррозия, картографическая модель, метод распознавания образов, природные опасности, природный риск, природные факторы аварий, опасные геологические процессы, разломные зоны;

lgas pipeline, accident rate, corrosion, stress-corrosion, cartographical model, natural hazards, natural risk, natural factors of the accidents, image identification method, hazardous geological processes, faults


Информационно аналитические модели для оценки влияния природных факторов на объекты единой системы газоснабжения РоссииВ статье представлена базовая картографическая модель, которая может быть использована при решении частных задач, для обоснования региональных природных фак-торов риска, постановки гипотез, выявления новых зако-номерностей взаимовлияния трубопроводной системы и природной среды. Рассмотрены методические принципы создания модели и ее структура. Методические подходы и возможности тематического моделирования иллюстри-руются примерами оценки значимости геодинамического фактора риска (разломных зон) для возникновения аварий на МГ, определения зон опасности геологических процес-сов для газопроводов, выделения потенциально опасных участков для аварий по причинам КРН и коррозии.

экология теория


функционирования ЕСГ с учетом перспектив ее развития с детализацией для определенных районов (например, аварийных участков газопроводов, перспективных для освоения регионов). Для этих моделей геоинформационная система (ГИС) является оптимальной средой интеграции в единое информационное пространство однородных и систематизированных данных различной степени детализации.

В данной статье представлена базовая картографическая модель для комплексной оценки природных факторов для объектов газоснабжения1. Базовая модель может быть использована для создания тематических моделей при решении частных задач, для обоснования региональных природных факторов риска, постановки гипотез, выявления новых закономерностей взаимовлияния трубопроводной системы и природной среды. Рассмотрены методические принципы создания модели, ее структура, приведены примеры возможностей анализа и тематического моделирования.

1 Методические подходыТеоретической основой комплексной оценки влияния природных факторов для объектов газоснабжения является системный подход, который при оценке природных опасностей и рисков определяет целесообразность моделирования систем различного ранга (соподчиненности) и различной территориальной размерности.

uuОценки влияния факторов опасных и неблагоприятных природных воздействий на объекты газоснабжения целесообразно проводить для следующих иерархических уровней управления:

l макроуровень: иерархический уровень управления — корпоративный уровень, Единая система газоснабжения России в целом с учетом ее развития в существующих и перспективных регионах;

l мезоуровень: иерархический уровень управления — дочернее общество, филиал дочернего общества;

l микроуровень: иерархический уровень управления — функциональные технологические блоки и объекты газоснабжения.Данный аспект применения системного подхода для построения

карто графической модели определяет ее разномасштабность: в зависимости от уровня управления и решаемых задач определяется детальность картографических моделей и их баз данных.

Для базовой картографической модели в качестве программного обеспечения используется ArcGIS ESRI. Анализ и интерпретация пространственных данных в зависимости от задач могут проводиться с использованием других программных продуктов.

Первым этапом разработки картографической модели является идентификация факторов опасности для существующих объектов ЕСГ России и выявление наиболее значимых источников аварий. Информационная база для идентификации была расширена по сравнению, например, с используемой при оценках риска и частоты аварий [1]. Идентификация проведена на основе анализа полнотекстовых материалов актов расследования причин аварий (более 600 аварий, за период 15 лет, а по ряду источников — за период более 30 лет), что позволило выявить ряд неблагоприятных природных факторов, которые объективно не могут рассматриваться как основная причина аварии, но способствуют созданию условий для ее возникновения.

Кроме того, при идентификации использовались обзорные карты природных опасностей и рисков, инженерногеологические и гидрогеологические карты, фондовые и литературные источники. Данные источники информации позволяют полнее идентифицировать факторы потенциальных природных воздействий, поскольку отсутствие аварий на потенциально опасных по природным условиям участках может объясняться относительно непродолжительным периодом эксплуатации газопроводов для реализации природных источников аварий редкой повторяемости.

Результатом первого этапа является определение наиболее значимых источников опасных и неблагоприятных природных воздействий, которыми являются комплексы следующих природных факторов:l геологические условия (четвертичные отложения, рельеф, геотекто

нические и геодинамические условия — активные разломы, современные вертикальные движения земной коры и т.д.);

l опасные геологические процессы (сейсмичность, оползни, сели, обвалы, эрозионные, карстовые, криогенные, русловые процессы);

l гидрогеологические факторы (обводненность участков, уровень, преобладающий состав и минерализация грунтовых вод и др.);

l физические, химические, физикохимические, физикомеханические свойства грунтов и почв (гранулометрический состав, кислотноосновные свойства, водопроницаемость, просадочность, пучиноопасность и др.).

l гидрометеорологические процессы и явления (экстремальные природные явления — наводнения, сильные снег, дождь, ветер, морозы; тренды глобальных климатических изменений).На втором этапе разработки карто

графической модели проводится анализ тематической картографической изученности территории (с учетом перспектив развития газовой отрас ли практически для всей территории России) и создаются тематические наборы слоев.

Информационными источниками, используемыми для разработки факторных карт, являлись Государственная геологическая карта (ГГК1000, ГГК200), специальные карты, фондовые и литературные источники, статистические данные, которые подбирались, обобщались и интерпретировались в направлении анализа взаимодействия природных факторов и объектов ЕСГ. Следует отметить, что база данных картографической модели содержит и уникальные данные, полученные в результате проведения специальных исследований. Так, слой активные разломы содержит базу данных о характеристиках разломов по всей территории России и сопредельных территориях, не имеющую аналогов (разработчики В.Г. Трифонов, А.И.Кожурин, Д.М. Бачманов — ГИН РАН). Слои, характеризующие климатические изменения в криолитозоне, разработаны в результате проведения целевых исследований и обобщений многолетних данных по метеорологическим параметрам и термическому состоянию мерзлых грунтов в период наиболее интенсивного глобального потепления климата (авторы — Г.В.Малкова, А.В.Павлов — ИКЗ СО РАН).

1 Работа проведена в лаборатории анализа аварийности и гражданской защиты ООО «Газпром ВНИИГАЗ» с участием Всероссий-ского научно-исследовательского геоло-гического института им. А.П.Карпинского (ВСЕГЕИ), Института криосферы Земли СО РАН (ИКЗ РАН), Геологического института РАН (ГИН РАН).

трубопроводный транспорт [теория и практика] экология теория

41№ 4 (20) август 2010

Итогом работ второго этапа является картографическая модель (рисунок 1), содержащая тематические группы слоев, которые характеризуют распространение, интенсивность развития опасных и неблагоприятных природных процессов различного генезиса, а также слои по объектам газоснабжения (коридоры функционирующих, строящихся и перспективных газопроводов, местоположения и характеристики аварий, компрессорных станций и других объектов).

Информационное наполнение модели в настоящее время разработано для двух уровней:

1) макроуровня — территории ЕСГ с учетом перспектив ее развития в восточных регионах (территория России);

2) мезоуровня — территорий с аварийными участками газопроводов в зонах ответственности дочерних обществ, на которых за многолетний период эксплуатации отмечались неоднократные аварии.

На третьем этапе проводится постановка и решение задач, связанных с выявлением закономерностей взаимовлияния трубопроводной системы и природной среды, обоснования факторов риска аварий, ранжирования и определения весовых коэффициентов. Результатом работ являются серии согласованных аналитических, синтетических и комплексных карт, которые объединены в ГИСАтлас «Комплексная оценка природных опасностей для объектов ОАО «Газпром».

2 Примеры тематического моделированияОпределение значимости геодинамического фактора риска для функционирования газопроводов. Результаты ряда исследований показывают, что существует опасность для протяженных линейных объектов (газо и нефтепроводов), которые пересекают различные разрывные структуры. Причем данный фактор опасности отмечается как в орогенных сейсмоактивных регионах, так в равнинноплатформенных асейсмичных областях [5, 6]. В ряде работ приводятся статистические данные о локализации 70–80% и более аварий на отдельных участках в пределах геодинамических структур [7, 8].

Вместе с тем опубликованные данные о связи аварийности газопроводов с зонами разломов касаются отдельных районов или локальных участков, что не позволяет эксптраполировать эти данные на всю территорию функционирования ЕСГ. Поэтому для выявления значимости геодинамического фактора риска для функционирования газопроводов было необходимо расширить географию исследований

на всю протяженность ЕСГ России и проанализировать территориальное распределение аварий, происшедших за продолжительный период эксплуатации.

Для тематического моделирования и анализа использовались данные картографической модели по разломам, разработанные в виде цифровой карты и базы данных В.Г.Трифоновым, А.И.Кожуриным и Д.М.Бачмановым (Геологический институт РАН). Критерии выделения активных разломов в используемой карте соответствуют критериям, принятым в проекте «Карта крупных активных разломов мира» Международной программы «Литосфера» [9].

Для анализа подключались слои базовой картографической модели, содержащие пространственные и атрибутивные данные по техническим характеристикам трубопроводов и авариям на объектах ЕСГ России (с 1971 г.). Были отобраны аварийные ситуации на газопроводах (598 аварий), произошедшие по следующим причинам: дефекты труб, общая коррозия, КРН, брак сварочных и строительномонтажных работ, нарушения и ошибки проекта. Из массива данных были исключены аварии, обусловленные внешними воздействиями (механическими повреждениями, нарушением правил охраны трубопровода, диверсиями), внутренней эрозией и некоторыми другими причинами, с которыми нельзя связать влияние геодинамических зон. Селектированные таким образом аварии по отношению к их общему количеству составили 63 %.

В результате тематического моделирования и анализа (рисунок 2) было установлено, что в зонах влияния геодинамических структур (принята буферная зона 2 км) находится 7,5 % селектированных аварийных ситуаций, что составляет 4,8 % от общего количества аварий. При этом количество геодинамических зон (пересечений разломов и линеаментов с газопроводами), в которых отмечены аварии, составляет 9 % от общего количества пересечений.

Характеризуя частоту аварий в зонах влияния геодинамических структур, следует отметить, что аварии чаще приурочены к зонам активных разломов (горноскладчатые области) — 0,12 аварий на одно пересечение, чем к линеаментам (платформенные области) — 0,09 аварий.

рисунок 1. Структура информационно-аналитической картографической модели для оценки влияния природных факторов на объекты ЕСГ России

1



Таким образом, для газопроводов ЕСГ в целом фактор риска, связанный с разрывными тектоническими смещениями, не может являться определяющим для идентификации и прогноза аварийно опасных участков. Вместе с тем геодинамический фактор следует учитывать (с использованием весовых коэффициентов) при комплексной оценке природных рисков для объектов газоснабжения.

Данный пример относится к оценкам для макроуровня управления (ГТС в целом). Предложенные методические подходы и имеющаяся база данных позволяют проводить оценки значимости данного фактора риска и для других уровней управления (зона ответственности дочернего общества, участки газопроводов).

Определение зон опасности геологических процессов (землетрясения, разломные зоны, оползни, карст, просадки и т.д.) целесообразно начать с макроуровня, для дальнейшего анализа или детализации информации на мезо и микроуровнях. Картографическая модель позволяет сделать выборки зон развития отдельных процессов (примеры приведены в работе [10]), являющихся потенциальными источниками аварий, а затем получить интегральную ранжированную оценку опасности группы процессов с учетом весовых коэффициентов, рассчитанных для каждого природного фактора. Для отобранных таким образом участков может быть проведен углубленный анализ с использованием более детальной информации.

Прогноз (оценка) опасности территории трасс газопроводов для возникновения аварий проведен дифференцировано для аварий по двум причинам — КРН и общая коррозия (для сравнения). Как показывают исследования [11, 12], условия для возникновения аварий по причине КРН формируются при сочетании множества природных факторов, которые являются косвенными признаками, поскольку связь между этими факторами и возникновением процессов КРН неочевидна и неоднозначна.

Природные факторы, влияющие на возникновение аварий, представлены в виде картографических объектов и отражены в слоях базовой картографической модели. Поэтому прогноз опасных участков на МГ для возникновения КРН и коррозии предложено осуществить на основе метода распознавания образов по косвенным изображениям2). Косвенные изображения (или данные) — это непосредственные результаты любых дистанционных и наземных съемок или результаты их обработки, не выражаемые в терминах прогнозируемого свойства и требующие целевой интерпретации. В качестве косвенных изображений при прогнозировании использовались слои базовой картографической модели.

Вероятностный прогноз по косвенным изображениям наиболее часто применяется для прогнозирования полезных ископаемых. Для прогноза аварийно опасных участков КРН на МГ данная методика реализована впервые. В методике вероятностного прогноза по косвенным изображениям используются как основные положения распознавания образов, так и математическая статистика. Статистические методы используются на стадии определения тесноты связи между классами косвенных изображений и прогнозируемыми объектами (аварийно опасными участками). Методы распознавания образов применяются на стадии оценок мер близости между косвенными изображениями. Оптимальным программным обеспечением для этих целей, по нашему мнению, является ГИС ПАРК, имеющая подсистему «Прогноз» для интерпретации косвенных данных [13].

Прогнозирование опасности территории проведено путем вычисления и последующей интерпретации мер сходства элементарных ячеек территории вдоль газопроводов со сформированной моделью природных факторов аварий определенной причины (в данном случае — КРН и коррозия). Выбор для прогнозной оценки опасности возникновения аварий по причинам коррозии и КРН связан не только со значительной долей этих причин в аварийности МГ. Проведенные ранее исследования [4] показали, что для этих групп аварий отмечен наиболее высокий вклад локальных неблагоприятных природных факторов (от 33 до 55%).

Алгоритм прогноза заключается в следующем. Для территории функционирования ГТС формируется признаковое пространство. С этой целью однофакторные и многофакторные слои базовой картографической модели (т.е. косвенные изображения), характеризующие геологическое строение территории, опасные эндогенные и экзогенные геологические процессы, места аварий и трассы газопроводов включаются в тематическую базу данных. Поскольку прогноз выполнялся для всей территории функционирования газотранспортной системы (ГТС), используются карты соответствующей детальности (преимущественно, масштаба 1: 2 500 000), т.к. и места аварий (эталоны), и территория вдоль газопроводов (распознаваемый объект) должны быть охарактеризованы одинаковым набором признаков. Пространственные данные из векторной формы переводятся в матричную, размер элементарной ячейки соответствует 2,5 км.

2 Данные работы выполнялись совместно с Всероссийским научно-исследователь с ким геологическим институтом им. А.П. Карпин-ского» (ВСЕГЕИ).

2

uuВыводы:l представленные методические подходы позволяют на базе модели обосновать

и рассчитать коэффициенты значимости для природных факторов аварийности, проводить интегральные оценки, которые могут быть использованы в области анализа и управления рисками;

l предложен метод прогноза аварийно опасных участков для возникновения ава-рий КРН и коррозии на основании распознавания образов по косвенным изобра-жениям. В качестве косвенных данных используется информация базовой карто-графической модели по природным факторам, конструктивно-технологическим и эксплуатационным параметрам магистральных газопроводов.

.


43


№ 4 (20) август 2010

1. Овчаров С.В., Сафонов В.С. Балльно-факторный метод оценки ожидаемой частоты аварий на газопроводах — новая интерпретация не нового подхода // Проблемы системной надежности и безопас-ности транспорта газа. М. : ООО «ВНИИГАЗ», 2008. С. 240–263. 2. Силкин В.М., Кур-ганова И.Н. Методика оценки ресурса маги-стральных газопрово-дов на этапе проекти-рования // Проблемы системной надежности и безопасности транс-порта газа. М. : ООО «ВНИИГАЗ», 2008. С. 48–64. 3. Научно-методи-ческое обоснование выбора участков для приоритетного ремонта методом переизоляции / Н.И.Мамаев [и др.] // Материалы Между-народной конферен-ции «Целостность и прогноз технического состояния газопро-водов» (PITSO-2007), 10–11 октября 2007 г., Газпром ВНИИГАЗ.4. Власова Л.В. При-родные факторы при аварийности газопро-водов // Геоэкология, инженерная геология, гидрогеология, гео-криология. 2009. №3. С. 264–270.5. Кузьмин Ю.О. Со - временная геодинами-ка и оценка геодина-мического риска при недропользовании. М. : Агентство экологи-ческих новостей, 1999. 220 с.6. Касьянова Н.А. Экологические риски и геодинамика. М. : Научный мир, 2003. 332 с.

7. Геодинамическая и экологическая безо-пасность при освоении месторождений газа, его транспортировке и хранении. III Между-народное рабочее совещание. 27–29 июня 2001 г. С-Пб., 2001. 377 с.8. Ульмасвай Ф.С., До-брынина С.А. Влияние локальной геодина-мики на аварийность магистральных газо-проводов // Газовая промышленность. 2004. № 7. С. 52–54.9. Trifonov V.G., Machette M.N. The World map of major active faults Project // Ann. Geofis. Vol. 36. № 3–4. P. 225–236.10. Власова Л.В., Раки-тина Г.С., Долгов С.И. Влияние природных факторов на устойчи-вость функциониро-вания Единой системы газоснабжения России. М. : Газпром ВНИИГАЗ, 2009. 184 с. 11. Притула В.В. Кор-розионное растрески-вание газопроводов под напряжением: история и состояние проблемы // Коррозия Территории Нефтегаз. 2009. №3 (14). С. 50–53.12. Есиев Т.С., Ря-ховских И.В., Белов А.В. Современные подходы к анализу стресс-коррозионного состояния объектов транспорта газа // Проблемы системной надежности и безопас-ности транспорта газа. М. : ООО «ВНИИГАЗ», 2008. С. 187–194. 13. Геоинформаци-онная система ПАРК. Версия 6.01. Руковод-ство пользователя. Часть 5. Анализ и ин-терпретация данных. М. : Ланэко, 1999. 81 с.

Проводится районирование территории зоны функционирования ГТС по совокупности признаков с учетом геоморфологии, увлажненности, состава пород, мерзлотных условий, в результате которого выделено семь областей аналогий.

Для каждой из семи областей в результате анализа полученных при статистической обработке гистограмм были сформированы признаки эталонных объектов (аварийных точек), по набору признаков определяется оптимальная модель эталона (набора природных факторов) аварийной точки для причин аварий КРН и коррозия.

Прогноз осуществляется в пределах каждой из семи областей районирования вдоль магистральных газопроводов в буферной зоне шириной 40 км для двух групп причин аварий (КРН и коррозия). Осуществлены несколько версий прогноза с изменениями исходных признаков, порога выделения перспективных участков, соотношения цены пропуска объектов и локальности прогноза, градаций контрольных и обучающих объектов. Разнообразные версии прогноза анализировались и из них выбирался наиболее оптимальный. На рисунке 3 в качестве примера представлена картасхема предварительной оценки потенциально опасных участков для возникновения аварий по причине КРН (порог меры сходства с эталонами 0,7). Данный прогноз будет уточняться, с этой целью предполагается привлечение более детальной и расширенной картографической информации по природным факторам, а также данных о конструктивнотехнологических и эксплуатационных параметрах магистральных газопроводов (которые также могут быть представлены в виде картографических объектов и использованы как косвенные изображения для прогноза).

Определение зон опасности по трассам газопроводов в соответствии с предложенным методическим подходом на базе картографических моделей наряду с другими данными комплексного мониторинга технического состояния позволит локализовать участки для натурных обследований или диагностических работ, сократив при этом затраты на их проведение.

рисунок 2. Определение аварий в зонах потенциального влияния разломов

рисунок 3. Предварительные результаты оценки потенциаль-но опасных участков для воз-никновения аварий по причине КРН (порог меры сходства с эталонами 0,7)

3

экономика теория


Актуальные проблемы обеспечения открытости и прозрачности органов исполнительной власти

uuАктуальность исследования транспарентности исполнительной власти в Российской Федерации обусловлена пятью группами факторов:

l необходимость формирования информационного общества;

l требования международного сообщества к построению демократических механизмов реализации власти;

l внутренние условия развития политических процессов в стране;

l глобализация политического пространства; l необходимость демократизации всех сфер жизне

деятельности общества.В новых условиях сохраняющаяся в России чрез

мерная закрытость исполнительной власти и значительная степень ее отчуждения от общества становятся причиной снижения эффективности государственного управления.

Практическая сторона проблемы состоит и в недостаточной готовности российского общества к реализации предусмотренных Конституцией РФ прав граждан свободно искать, получать, передавать, производить и распространять информацию любым законным способом (статья 29 Конституции Российской Федерации). Кроме того, согласно статье 24 «органы государственной власти и органы местного самоуправления, их должностные лица обязаны обеспечить каждому возможность ознакомления с документами и материалами, непосредственно затрагивающими его права и свободы, если иное не предусмотрено законом»2. В отсутствии действенных механизмов обеспечения транспарентности, а также традиций и опыта открытых взаимоотношений с институтами исполнительной власти, российские граждане далеко не всегда способны воспользоваться предоставленными правами; со своей стороны, и органы исполнительной власти также оказались не вполне готовы к должному взаимодействию с населением. В итоге граждан нельзя назвать равноправными партнерами власти.

Тенденции последних десятилетий в Российской Федерации свидетельствуют о неуклонном стремлении руководства страны к пересмотру принципов организации всей системы государственного управления и исполнительной власти в особенности. В ходе проводимой в стране Административной реформы все больше внимания уделяется взаимодействию органов исполнительной власти с общественностью, растет понимание необходимости повышения степени их открытости, что, в свою очередь, усиливает значимость исследования проблемы транспарентности1 в контексте необходимости развития эффективных демократических норм и институтов.

И.А.ЖуравлеваАспирант кафедры «Государственное, муниципальное и корпоративное управ-ление» ФГОУ ВПО «Финансовая акаде-мия при Правительстве РФ», Москва

1 Транспарентность ( от франц. Transparent — прозрачный) — прозрачность экономических процес-сов, отношений, планов, проектов, программ, сделок, поддержанная законодательно — www.slovary.ru.

2 Конституция Российской Федерации, Омега–Л., 2009 г.

О.В.ПанинаКандидат экономичес ких наук, заместитель зав. кафедрой «Государ-ственное, муниципаль-ное и корпоративное управление» ФГОУ ВПО «Финансовая академия при Правительстве РФ», доцент, Москва

lгосударственное управление, открытость, транспарентность, информированность, гражданин, правительство, гарантиро-ванный доступ к информации;

lpublic authority, openness, transparence, being kept informed, citizen, government, guaranteed access to information


В современном демократическом обществе транспарентность является базовой характеристикой исполнительной власти, обеспечивающей развитие демократии, гражданского общества путем открытости исполнительной власти, процедуры принятия политических решений и активизации общественного контроля над деятельностью органов власти и управления.


45


№ 4 (20) август 2010

В свою очередь, можно отметить и обратную сторону: формирование транспарентности исполнительной власти способствует решению проблем ее ответственности и эффективности.

Расширяя определение транспарентности, стоит выделить, что транспарентность — это системное качество демократической политической власти: качественная совокупность таких ее характеристик, как гласность, открытость, доступность, подконтрольность, подотчетность, непрерывность обратной связи и коммуникации, участие граждан в управлении и т.д. Процесс формирования транспарентной исполнительной власти в основе своей подразумевает беспрепятственный обмен информацией. Такой обмен возможен лишь при условии соответствующей мотивации объектов и субъектов власти, культуры потребления политической информации и наличия правового обеспечения прав граждан на доступ к информации органов власти и управления. Транспарентность как инструмент демократии выполняет в демократических режимах целый ряд важнейших функций3 (рисунок 1). В итоге можно сказать, что в условиях демократии транспарентность исполнительной власти повышает уровень доверия к власти и ее эффективность, т.к. появляется возможность налаживания обратной связи, взаимодействия субъектов и объектов исполнительной власти, контроля со стороны гражданского общества. Демократия и транспарентность — это две взаимосвязанные характеристики исполнительной власти.

Сегодня исполнительная власть является важнейшей ветвью государственной власти и уровень ее транспарентности по сути определяет уровень транспарентности всего государственного управления. Органы исполнительной власти владеют исполнением бюджета всего государства, непосредственно распоряжаясь финансовыми, трудовыми, материальными ресурсами. Кроме того, исполнительная власть имеет большие возможности правотворчества.

Изучение транспарентности исполнительной власти важно еще и потому, что указанная власть выступает относительно самостоятельной ветвью

3 Rodger A. Payne Associate Professor Department of Political Science University of Louisville; Nayef H, Sarnhat Assistant Professor Department of Government and International Politics Centre College, Paper prepared for Panel on Habermas and the Practice of Global Politics, Annual Meetings, Internationa! Studies Association, New Orleans, LA, March 24-27,2002, DISCOURSE NORMS IN WORLD POLITICS.

4 Бобылев А.И., Горшкова Н.Г., Ивакин В.И. Ис-полнительная власть в России: теория и практика ее осуществления. М., 2003. С. 29.

5 Там же, С. 85.

6 В отличие от свободы мысли, слова и печати доступ к информации имеет принципиально иную природу. Требования доступа к информа-ции о деятельности органов власти относятся к новейшей волне развития конституционализма. Содержательно это проявляется в том, что если свободы мысли, слова и печати требуют не-вмешательства государства в их осуществление, то доступ к информации является отражением прямого сотрудничества, общения государства и конкретного гражданина, где государство высту-пает как активный участник, обеспечивающий все условия для того, чтобы человек воспользовался своим правом.

Транспарентность

просветительская функция (благодаря прозрачности и информационной открытости, граждане осведом-лены не только о деятельности политических структур, но и о своих правах и свободах)

функции свободной конкуренции лидеров и элит за власть (причем за стороной, потерпевшей поражение, сохраняется право ее оспаривать)

функция обеспечения политического участия, свободного и конкурентного выбора населением той или иной альтернативы общественного развития

функция создания безопасности политической среды для оппозиционной деятельности

функция выявления случаев нарушения прав человека и демократических норм с целью профи-лактики и своевременного принятия соответствую-щих мер не только внутри отдельного государства, но и за рубежом

u

u

u

u

u

государственной власти, имеющей универсальный, предметный и организующий характер. Она представлена системой государственных органов, наделенных государственновластными полномочиями, главное назначение которых — исполнение законов определенными методами, предусмотренными законодательством4.

Исполнительная власть осуществляет государственное управление делами общества, обеспечивая его поступательное развитие на основе законодательства РФ и самостоятельной реализации государственновластных полномочий исполнительнораспорядительного характера5.

Главной задачей гарантирования доступа к информации о деятельности органов власти является допуск граждан к сведениям, которые властные структуры предпочли бы скрыть от общественности, обосновывая эти действия требованиями национальной безопасности или служебным характером документации6. Следствием практической реализации процесса доступа граждан к информации, таким образом, является не обеспечение многообразия информационного предложения для общества, которое воплощается в реализации свободы слова и печати, а гарантирование транспарентности исполнительной власти.

Политическое обоснование доступа к информации органов исполнительной власти связывается с принципом «свободы информации». Но в отличие от описанного выше принципа свободы информации, который использовался в международной дискуссии о свободе мысли и слова, он обусловлен исключительно проблематикой гласности и открытости исполнительной власти.

Функции транспарентности1



По данным организации «Transparency International Russia», на сегодняшний день в мире отдельные законы о праве на информацию в составе национального законодательства имеют около 100 государств. Считается, что в мировой правовой практике значительный импульс развитию законодательства о праве доступа к информации и обоснованию самостоятельности этого права придала имевшая известный резонанс борьба американской общественности с засекреченностью документов (Война во Вьетнаме, документы Пентагона и Уотергейта).

uuОсновными принципами реализации процесса обеспечения доступа граждан к информации о деятельности государственных органов являются:

l открытость7, общедоступность, полнота и достоверность информации;

l соблюдение прав и интересов третьих лиц при предоставлении информации;

l ответственность государственных органов и органов местного самоуправления за нарушение права пользователей (потребителей) информации на доступ к информации. При этом используются различные формы досту

па граждан к информации о деятельности исполнительной власти. (таблица 1).

При практической реализации этих форм возникают многочисленные проблемы, обусловленные как

отсутствием традиций транспарентности, культуры взаимодействия граждан и субъектов исполнительной власти, так и нечеткостью правовых гарантий доступа граждан к информации, например:l при направлении гражданином запроса в органы

власти не урегулирован вопрос об основаниях отказа в предоставлении информации по запросу, о видах и объемах информации, которая предоставляется бесплатно, о правилах и механизме предоставления информации на платной основе;

l граждан не удовлетворяют сроки подготовки ответа на запрос и особенно исчисление сроков при пересылке запроса в другую организацию;

l весьма сложным, не имеющим правовой базы, является вопрос о возможности привлечения специализированных структур;

l (негосударственных) для работы по удовлетворению запроса гражданина.При реализации такой формы взаимодействия,

как посещение открытых рабочих заседаний органов власти, не урегулированы:l правила признания заседаний закрытыми; l сложным остается вопрос об обеспечении воз

можности граждан предварительно знакомиться с информацией о планируемых заседаниях, а также с информацией о результатах уже проведенных заседаний;

l не урегулирован порядок посещения заседаний и проведения заседаний с участием граждан, а также возможность сделать это внутренними распоряжениями органов власти.Многие проблемы непосредственного доступа

решаются через общественные приемные8. Сущность процесса доступа к информации

состоит не столько в том, что субъекты политического управления активно снабжают граждан любой информацией по своему выбору, сколько в обратной связи, в отношениях гражданина и государства. Централизованное снабжение общественности информацией — это необходимый и естественный элемент исполнительной власти, без которого сложно говорить об его эффективности.

Процесс обеспечения доступа граждан к информации о деятельности органов власти стоит рассмотреть

7 Принцип открытости информации означает пре-зумпцию открытости информации о деятельности субъектов исполнительной власти, за исключе-нием информации с ограниченным доступом, к которой относятся сведения, являющиеся в установленном порядке государственной тайной, и конфиденциальная информация.

8 Например, районные (городские) обществен-ные приемные главы субъекта РФ как форма реализации непосредственной демократии, спо-соб формирования транспарентных отношений и поддержки инициативы населения, которые создаются с целью организации и проведения в городах и районах области по поручению главы субъекта РФ приема граждан по личным вопро-сам и работы с их письменными обращениями, оказания им помощи и содействия в реализации их конституционных прав на возможность обра-щения в исполнительные органы власти, а также для анализа и доведения до главы админи-страции области информации об общественно-политической ситуации в муниципальных образованиях.

9 Проект энергетической стратегии России на период до 2030 г. — www.esco – ecosystem.ru

Непосредственный — прямое

обращение граждан в органы

власти и взаимодействие с ними

без каких-либо посредников:

l направление гражданином

запроса в органы власти о

предоставлении информации;

l посещение открытых рабочих

заседаний органов власти;

l допуск к открытым архивам

официальной информации

органов власти;

l обращение в общественные

приемные

Опосредованный — предполагает

наличие посредников во взаимо-

действии граждан с субъектами

исполнительной власти:

l опубликование нормативной

и правовой информации;

l опубликование регулярных

докладов (отчетов)

о проделанной работе;

l распространение официаль-

ной информации, связанной

с текущими событиями;

l выпуск специализирован -

ных брошюр, сборников,

размещение информации

в Интернете, на стендах

официальной информации

в зданиях и помещениях,

в которых располагаются

органы власти

Формы доступа граждан к информации о деятельности исполнительной власти

1


47


№ 4 (20) август 2010

как политический процесс. Он представляет собой совокупность относительно самостоятельных, локальных трансформаций деятельности органов власти и отношений в системе «властьобществоличность», которые возникают на пересечении информационных интересов и потребностей граждан и органов власти; совокупность всех динамических изменений в поведении и отношениях субъектов и объектов власти, складывающихся в ходе реализации их информационных правомочий в политическом пространстве. Как политический процесс, процесс обеспечения доступа граждан к информации фиксирует и раскрывает реальное изменение общественнополитической обстановки, тенденций взаимодействия органов исполнительной власти с населением, как в результате их сознательных действий, так и в результате различных стихийных воздействий.

Транспарентность исполнительной власти требует сопричастности общества к решению общественнополитических проблем, которая может быть достигнута только в том случае, если субъекты исполнительной власти действуют открыто, если исполнительная власть прозрачна для общества, если обществу заранее известны и понятны действия и решения субъектов исполнительной власти. Если общество не ощущает свою сопричастность, то неизбежно нарастает его отчуждение от власти, которое может привести как к скрытым конфликтам, так и к открытому активному противостоянию граждан и власти.

Если общество оказывается недостаточно информировано о готовящихся и принимаемых решениях и действиях власти, о текущих событиях и положении в социальной, экономической и общественнополитической сферах, если гражданин и общественные структуры не могут достаточно оперативно получать достоверную, объективную и обязательно документированную информацию по интересующим их вопросам, то в обществе возникают благоприятные условия для зарождения различных домыслов и устойчивых мифов (как правило, негативного свойства) по отношению к власти. В такой ситуации в отношении общества к власти будет доминировать недоверие и подозрительность.

Поэтому доверие и понимание со стороны общества может быть достигнуто только в том случае, если власть сама будет стремиться оказывать соответствующие информационные услуги, обеспечивающие информационную открытость и прозрачность ее деятельности и позволяющие избежать конфликтов власти и общества. Отсутствие в органах исполнительной власти четкого порядка использования и предоставления информации является одной из основных причин низкой эффективности управления и распространения коррупции в среде чиновников.

Успешное комплексное решение указанных выше вопросов крайне важно для всех секторов национальной экономики. Повышение эффективности деятельности органов государственной власти, переход на новый качественный уровень их взаимодействия с организациями, субъектами федерации и местными сообществами, корпоративным сектором национальной экономики и гражданами способствует совершенствованию системы государственного управления и сферы услуг для дальнейшего планомерного и устойчивого развития ТЭК, всего реаль

uuВ заключение стоит отметить, что анализ теории и зарубежной и отечественной практики транспарентности позволяет сформулировать предложения по развитию транспарентности исполнительной власти в России. По мнению авторов, необходимо:

l установить правовые возможности использования современ-ных информационных технологий для обеспечения транспа-рентности;

l создать действенные процедуры контроля над соблюдением законодательства о предоставлении информации и ответствен-ности за нарушение порядка предоставления информации;

l установить запрет на анонимность решений в сфере исполни-тельной власти;

l урегулировать процедуры обеспечения доступа граждан на заседания органов власти и управления.

1. Бобылев А.И., Горшкова Н.Г., Ивакин В.И. Исполнительная власть в России: теория и прак-тика ее осуществления. М., 2003.2. Конституция Российской Фе-дерации. Л. : Омега, 2009.3. Конституционно-правовое регулирование транспарент-ности органов государственной власти в Российской Федерации и Канаде / Монография под ред. В.В.Володина, С.В.Кабышева. М. : Формула права, 2009.4. Тимофеева Л.Н. Связи ор-ганов государственной власти с общественностью. М. : РАГС, 2009.

5. Rodger A. Payne Associate Professor Department of Political Science University of Louisville; Nayef H, Sarnhat Assistant Professor Department of Government and International Politics Centre College, Paper prepared for Panel on Habermas and the Practice of Global Politics, Annual Meetings, International Studies Association, New Orleans, LA, March 24-27, 2002, DISCOURSE NORMS IN WORLD POLITICS.

ного сектора национальной экономики. Взаимодействие государства и хозяйствующих субъектов ТЭК должны быть направлены, прежде всего, на достижение ключевых общенациональных целей. Государство должно обеспечивать стратегическое планирование в отрасли, направленное на объединение усилий всех ее субъектов. Вместе с тем должны быть обозначены возможные границы государственного вмешательства в деятельность компаний. Особые усилия государство должно сосредоточить на следующих направлениях9: l улучшение предпринимательского климата в ТЭК,

создание ясных и стабильных правил экономической деятельности компаний на основе стабильного и сбалансированного законодательства;

l совершенствование государственной ценовой политики в естественномонопольной сфере;

l обеспечение эффективного взаимодействия государственных и частных компаний ТЭК на основе принципов честной конкуренции и равного доступа к инфраструктуре. При этом необходимо принимать во внимание

дробную структуру российского энергетического сектора, наличие как государственных, так и частных компаний общефедерального и регионального уровня. Ключевой проблемой при взаимодействии хозяйствующих субъектов ТЭК с государством остается несогласованность действий местных, региональных и федеральных властей.



Стратегические приоритеты развития нефтегазовой отрасли Республики Казахстан — основа обеспечения энергетической безопасности

В последние годы становится общепризнанным, что проблемы раз-вития нефтегазовой отрасли (так же, как и проблемы повышения глобальной энергетической безопасности) можно решать лишь на осно-ве выдвижения и последовательной реализации ясных и достаточно устойчивых стратегических приоритетов в соответствующих сферах. Любые попытки несистемного решения этих проблем, использования односторонних подходов, ориентации преимущественно на разрешение текущих острых ситуаций, как показывает опыт, недостаточно продук-тивны и приводят лишь к возрастанию долгосрочных рисков.

Нефтегазовый комплекс, занимая лидирующие позиции в экономике страны, становится приоритетным в рамках решения глобальной задачи по форсированному индустриально-инновационному развитию Казахста-на с целью обеспечения энергетической независимости страны.

Сегодня в условиях быстро растущего потребления энергоресурсов в мире особое стратегическое значение любого нефтегазового региона заключается в объемах запасов его энергоресурсов и местоположении. Каспийский регион в силу своего географического положения и на-личия значительных запасов полезных ископаемых является центром внимания геополитических и экономических интересов на мировой энергетической арене.

С учетом того, что в настоящее время ресурсы нефти и газа Каспия и от-крывшиеся перспективы участия иностранных компаний в их разработ-ке направили геополитические и экономические интересы множества стран мира на данный регион, необходимо выявить возможные при этом преимущества для развития нефтегазового комплекса Казахстана и учитывать их в формировании стратегии его дальнейшего развития.

В настоящее время для Казахстана стал актуальным вопрос диверси-фикации экспорта углеводородных ресурсов, что должно привести к ук-реплению энергетической независимости страны. Учитывая современный уровень развития нефтегазового комплекса Казахстана, геополитическое положение, особенности экономического развития и роль в этом процес-се нефтегазового комплекса, актуальными становятся вопросы влияния стратегии на формирование энергетической безопасности страны.

На современном этапе аспект согласования интересов государства и нефтегазовых компаний, интеграционных процессов между странами в отношении развития их нефтегазовых комплексов является весьма важным и актуальным.

Именно поэтому вопросы разработки и совершенствования соответст-вующих стратегических документов и, что не менее важно, повышения степени их согласованности приобретают все большее значение — в том числе, в международном аспекте. Важнейшие направления и параметры развития нефтегазового комплекса Казахстана зафиксированы в Страте-

К.М.Кабылдин Кандидат технических наук, Председатель Правления АО «НК «КазМунайГаз», Казахстан

lэнергетическая безопасность, нефтегазовый комплекс Казахстана, стратегические приоритеты Республики Казахстан, экспортные марш-руты транспортировки, газотранспортные системы, перспективный баланс добычи нефти и газа, проекты разведки и добычи на Каспии;

lenergy security, Kazakhstan’s oil & gas complex, strategic priorities of the Republic of Kazakhstan, export transportation routes, gas-transportation systems, long-terms oil and gas production balance plan, exploration & production projects on the Caspian


Все прикаспийские государства занимают особенное положение: регион находится между основными рынками сбыта нефти и нефтепродуктов (Западная Европа и Восточная Азия) и странами, являющимися ведущими поставщиками углеводородного сырья (страны Ближнего и Среднего Востока, Россия).

Действующие проекты:l Северо-Каспийскийl Жамбай l Тюб Караган l Аташ l Курмангазы l Жемчужныйl Р24 (Терескен) l Проект «Н» l Жамбыл l Мертвый Култукl Урихтау

Новые проекты:l Каратон-Сарыкамысl Темирl Узень-Карамандыбасl Абай l Дархан l Сатпаев l Исатай

Зарубежные проекты:l Хвалынскоеl Центральноеl Проект «Средний восток»l Туркменский сектор КМ

рисунок 1. Проекты разведки и добычи углеводородного сырья на Каспии

Северо-Каспийский проект (16,8%)

Жамбай (50%)

Жамбыл (73%)

Жемчужный (25%)

Курмангазы (50%)

Аташ (50%)

Тюб-Караган (50%)

Проект «Н» (51%)


49


Стратегические приоритеты в секторе разведки и добычи нефти и газа Стратегические приоритеты в секторе разведки и добычи нефти и газа будут направлены на рост запасов, дальнейший рост объемов добычи, связанный с интенсификацией разработки месторождений Тенгиз и Карачаганак, началом реализации опытно-промышленной разработки месторождения Кашаган. Совместно с операторами проектов продолжается изучение возможностей для новых крупных расширений на указанных месторождениях.

Для дальнейшего развития освоения месторождения Тенгиз требуется активизация работ по приведению в соответствие с технологическим проектным документом фонда добывающих и нагнетательных скважин, их режимов работы, обратной закачке газа с тем, чтобы получить реальные результаты данного метода воздействия и иметь возможность принять взвешенное решение об объемах и размерах обратной закачки газа. От этого будет зависеть производительность и технологические решения КБР проекта СП «Тенгизшевройл».

Перспективы разработки месторождения Карачаганак вплотную зависят от производительности и состояния наземных сооружений, требующих расширения. Также возможностью для нового роста добычи жидких УВ является увеличение фонда добывающих и газонагнетательных скважин и проведение работ по оптимизации технологического режима работы скважин.

Общая стратегия при выборе варианта реализации следующего этапа (Этапа 3) заключается в максимизации объемов поставок жид-ких углеводородов на экспорт с учетом технических возможностей коллектора и производственных объектов, возможностей экспорта и экономической привлекательности проекта.

Основным условием для реализации Этапа 3 является решение Республикой Казахстан вопроса эффективной утилизации возрастаю-щих объемов добываемого газа.

Как известно, потенциал дальнейшего увеличения уровня добычи нефти в Казахстане связан, прежде всего, с ресурсами шельфа Каспия. В рамках программы освоения Каспия «КазМунайГаз» реализует око-ло десяти морских проектов разведки и добычи углеводородного сы-рья, в том числе с участием российских нефтяных компаний Роснефть и Лукойл в проектах «Курмангазы» (НК «Роснефть»), «Тюб-Караган», «Аташский» и «Жамбай» (три проекта с ОАО «Лукойл»), которые представлены на рисунке 1.

По Северо-Каспийскому проекту выполняются запланированные работы как в части опытно-промышленной разработки, так и выпол-нения стадий подготовки к промышленной разработке месторожде-ния Кашаган, начало которой намечается в конце 2012 года.

Этап 2 освоения месторождения Кашаган находится на стадии Базового Проектирования, который планируется завершить к сере-дине 2011 года. Этап 2 включает две очереди по 275 тыс. бар/сут. для достижения уровня добычи до 1 млн бар/сут. (46 млн т/год). В тоже время Оператором Северо-Каспийского проекта (Норт Каспиан Оперейтинг Компани Б.В.) проводится работа по снижению затрат стоимости Этапа 2 освоения месторождения и повышение его эконо-мической привлекательности.

uuЦелевые установки и стратегические приоритеты устойчивого развития нефтегазового комплекса Казахстана должны быть ориентированы на решение следующих задач (2):

l расширение и повышение эффективности геологоразведочных работ по нефти и газу;

l прирост запасов на основе расширения и повышения эффектив-ности геологоразведочных работ по нефти и газу;

l использование инновационных методов поиска и разведки место-рождений, детального изучения резервуаров и увеличения добычи;

l стимулирование недропользователей для активного воспроизвод-ства запасов;

l интенсификация и стимулирование мероприятий по повышению нефте- и газоотдачи продуктивных пластов;

l разработка «старых» нефтегазовых месторождений с использова-нием передовых технических решений;

l освоение нефтегазовых ресурсов на шельфе Каспийского моря;l формирование эффективных логистических схем для обеспечения

разведки и добычи на месторождениях шельфа;l повышение качества нефтепродуктов при одновременном повы-

шении глубины и эффективности переработки нефти;

гическом плане развития Республики Казахстан до 2020 года (1), утверж-денном Указом Президента Республики Казахстан. В ближайшее время будет завершена подготовка Программы развития нефтегазовой отрасли Республики Казахстан на 2010–2014 гг. При участии Министерства нефти и газа и «КазМунайГаз» в Казахстане разрабатывается межотрас-левой план научно-технического развития отрасли до 2020 года. Цели и задачи государственных и отраслевых программ, реализуемых нами в рамках решения глобальной задачи по форсированному индустриально-инновационному развитию Казахстана находят свое отражение в долго-срочной стратегии Национальной Компании «КазМунайГаз».

Все они нацелены на осуществление стратегии интегрированного роста в секторах разведки и добычи нефти и газа, транспортировки и маркетинга газа, транспортировки нефти, переработки нефти, нефте-химии, маркетинга нефти и нефтепродуктов.

l введение европейских стандартов топлива; l полная переработка и утилизация попутного нефтяного газа;l создание нефтехимических производств;l диверсификация транспорта нефти и газа и расширение рынков

сбыта;l формирование новых транспортно-логистических коридоров

для экспортных поставок нефти и газа. Завершение формирова-ния многовекторной системы экспорта нефти Казахстана;

l развитие танкерного флота на Каспии и в открытых морях (Черное, Средиземное и др.);

l активное использование энергосберегающих технологий; l совершенствование нормативно-правовой базы в сфере

развития нефтегазового комплекса.

Волга

Каспийское море

u

uu

u

u

u

u

u

№ 4 (20) август 2010



Гигантские запасы углеводородов месторождения Кашаган могут быть освоены только сообща, соответствующими усилиями различных компаний, с учетом особых требований к экологической безопасности нефтяных операций. Поэтому по данному месторождению требуется очень взвешенный подход к выбору оптимальных способов разработ-ки, обеспечивающих минимальное воздействие на окружающую среду. В этом направлении в данное время проводится работа консорциумом.

Исходя из результатов геофизических, петрофизических и физико-химических исследований, а также кратковременных испытаний скважин, компьютерного геолого-гидродинамического моделирова-ния специалистами различных компаний подготовлен и находится на рассмотрении государственных органов новый проект Опытно-промышленной разработки месторождения Кашаган.

Согласно проекту на восточном участке месторождения Кашаган предлагаются опытно-промышленные работы по изучению и оценке эффективности обратной закачки попутного газа, с целью принятия проектных решений для полномасштабной разработки месторождения.

На рисунке 2 представлен объем добычи нефти и газового конденсата в РК, который в прогнозируемом периоде составит более 90 млн т в год.

Основное увеличение добычи газа обеспечивается путем развития новых и основных базовых месторождений углеводородов, таких как: Карачаганак, Тенгиз, Жанажол, Толкын и ряда других месторождений, принадлежащих АО «НК «КазМунайГаз», а также месторождений Каспийского шельфа (Кашаган и другие). Учитывая, что, в основном, добываемый газ является попутным, динамика добычи и производства товарного газа определяется темпами добычи нефти и принятыми технологическими решениями по разработке месторождения (напри-мер, обратная закачка газа).

К 2015 г. объем добычи газа планируется на уровне 60 млрд м3, в т.ч. товарного газа более 33 млрд м3. Перспективный баланс добычи газа до 2015 г. представлен на рисунке 3.

Прогнозируемый рост объемов добычи требует формирования соответствующей политики в отношении своевременного восполнения минерально-сырьевой базы. Проведенные исследования показали, что основной прирост разведанных запасов и добычи углеводородного сырья следует ожидать в акватории Каспийского моря.

Стратегические приоритеты в секторе транспортировки нефти и газа Возможности страны по экспорту нефти и газа в настоящее время и в будущем благодаря разведанным запасам углеводородов и дина-мике их прироста, становятся локомотивом устойчивого развития не только самой отрасли, а также всей экономики страны.

Интересы устойчивого роста нефтегазовой отрасли, а также всей экономики страны требуют опережающего развития инфраструктуры магистральных нефтепроводов. С началом добычи ранней нефти в казахстанском секторе Каспийского шельфа возникает необходимость своевременной реализации проектов создания надежной и экономи-чески эффективной нефтетранспортной инфраструктуры, обеспечи-вающей беспрепятственный экспорт нефти и газа из Казахстана.

Развитие и эксплуатация каждого существующего магистраль-ного нефтепровода, а также строительство и эксплуатация каждого нового магистрального нефтепровода являются уникальными затра-тоемкими проектами и для реализации требуют больших капиталов-ложений.

Оценка тенденций в развитии потоков нефти в направлениях региональных рынков по объемам, темпам и продолжительности обуславливает не только учета эволюций экономических показа-телей экспортных возможностей страны и региональных рынков нефти, но и анализа большого количества рисков.

Таким образом, проблема развития инфраструктуры магистраль-ных нефтепроводов является многоплановой и ее решение возмож-но лишь на основе оценки множества факторов, рисков и примене-ния инструментальных средств современного системного анализа с многокритериальным выбором, как состава, так и этапов развития (строительства) магистральных нефтепроводов.

рисунок 3. Перспективный баланс добычи газа до 2015 г.

рисунок 2. Объем добычи нефти и газового конденсата в РК до 2015 г.

2

3

uuНа сегодня основными экспортными маршрутами поставок казахстанской нефти являются:

l нефтепровод Каспийского трубопроводного консорциума (КТК);l нефтепровод Атырау–Самара;l нефтепровод Казахстан–Китай (Атасу–Алашанькоу);l морской порт Актау.Совокупная экспортная мощность данных маршрутов составляет более

60 млн т в год.Наибольший объем казахстанской нефти в 2009 г. экспортирован

по нефтепроводам КТК — 27,5 млн т и Атырау–Самара — 17,5 млн т, морской экспорт составил — 11,1 млн т.

В направлении Китая по нефтепроводу Атасу–Алашанькоу в 2009 г. было транспортировано 7,7 млн т. Остальной экспорт нефти осуществлялся железнодорожным транспортом (~4,0 млн т).

Следует отметить, что до 80% казахстанской нефти экспортируется на рынки Европы.

При формировании экспортных маршрутов, следует отметить, что в равной степени должны учитываться все существующие и перспективные возможности создания экспортных маршрутов. При этом транспортные сети должны обеспечивать возможность диверсификации рынков сбыта своего сырья, гибкости в плане оптимальной загрузки, максимальной эффективности использования нефтегазотранспортных систем и созда-ния благоприятных тарифных условий для казахстанских экспортеров нефти и газа.

При планировании и реализации проектов транспортировки нефти и газа, следует учитывать, что существует ряд рисков на открытых и конкурентных рынках энергоресурсов. В этом плане особое значение приобретают следующие вопросы:

Осуществляемое Казахстаном активное развитие инфраструктуры транспорта углеводородов будет способствовать как удовлетворению внутреннего спроса на эти энергоресурсы, так и повышению международной энергетической безопас ности.

2009 (факт) 2010 2011 2012 2013 2014 2015

млн тонн

млрд м3

F3

2009 (факт) 2010 2011 2012 2013 2014 2015

76,5

80,5 81

90

85

80

75

70

65

83 8385

F3

60

50

40

30

20

10

0

44,8

53,5 55,8

36 3743,6

58,9

90



51


№ 4 (20) август 2010

расположенным на территории Азербайджанской Республики и других транзитных стран.

ККСТ будет состоять из нефтепровода Ескене–Курык (с подклю-чением месторождения Тенгиз) и «Транскаспийского проекта» (ТКП), включающего нефтеналивной терминал на казахстанском побережье Каспийского моря, танкеры и суда для транспортировки нефти через Каспийское море, нефтесливной терминал на азербайджанском по-бережье Каспийского моря, соединительные сооружения с системой Баку–Тбилиси–Джейхан.

Пропускная способность ККСТ на начальном этапе составит 23 млн т в год (500 тыс. бареллей нефти в сутки), на последующих этапах она будет увеличена до 35–56 млн т в год (800–1200 тыс. бареллей в сутки).

Ввод в эксплуатацию первой очереди ККСТ взаимоувязан с нача-лом 2 этапа освоения месторождения Кашаган.

Для увеличения объемов морских перевозок нефти «КазМунай-Газом» реализуются инвестиционные проекты развития казахстанского танкерного флота, как за счет расширения собственного судового парка, так и аренды и приобретения крупнотоннажных танкеров типа «Aframax».

Динамичное развитие нефтегазового комплекса Казахстана также будет определяться развитием газотранспортных систем, которые представленны на рисунке 5.

Система газовых магистралей была создана в рамках советской газотранспортной системы и остается функционально ориентирован-ной на поставку природного газа из Центральной Азии в Россию и республики Закавказья, поэтому Россия остается основным направ-лением при экспорте казахстанского газа. Принимая во внимание рост объемов производства товарного газа в долгосрочном периоде, а также необходимость решения энергозависимости юга республики, важным вопросом является диверсификация газотранспортных мощ-ностей.

Отдельное внимание необходимо уделить развитию международ-ного транзита газа через Казахстан, объем которого по прогнозным данным в 2015 г. составит более 122 млрд м3.

Основываясь на принципах многовекторности поставок углеводо-родов на внутренние и внешние рынки, необходимо продолжить разви-вать все экономически выгодные маршруты по транзиту и экспортным поставкам природного газа.

В декабре прошлого года завершен первый этап проекта строи-тельства газопровода Казахстан–Китай, который является частью крупнейшего международного проекта строительства трансграничного газопровода Туркменистан–Узбекистан–Казахстан–Китай.

l формирование трансграничных потоков энергоресурсов на евра-зийском пространстве;

l анализ рисков геополитической ситуации вокруг освоения и экс-порта энергоресурсов;

l стратегические позиции и цели заинтересованных стран, вовлечен-ных в трубопроводную политику;

l возможные позитивные и негативные изменения политики тран-зитных и заинтересованных стран;

l анализ мотивации добывающих компаний и прочих ключевых участников глобального рынка нефти и газа на предмет соответ-ствия экспортным стратегиям добывающих стран.В силу этих факторов политика Казахстана в отношении развития

маршрутов экспорта нефти должна определяться особым, гибким подходом, и этот подход видится в реализации принципа многовектор-ности направлений экспорта углеводородов и максимальной эффек-тивности использования трубопроводных систем.

Развитие транспортной инфраструктуры является стратегически важным вопросом как для Казахстана, так и для Каспийского региона в целом, Национальная Компания «КазМунайГаз» ведет работы над рядом проектов по транспортировке нефти, представленных на рисунке 4, среди которых: l проект расширения нефтепровода Каспийского Трубопроводного

Консорциума (КТК);l проект создания Казахстанской Каспийской Системы Транспорти-

ровки (ККСТ);l проект создания нефтепроводной системы Казахстан–Китай;l проекты развития танкерного флота.

В рамках принятого акционерами КТК решения по санкциониро-ванию Проекта расширения КТК увеличение пропускной способности нефтепровода достигнет 67 млн т в год до 2015 г., в том числе казах-станской нефти — 52,5 млн т в год.

Согласно решению Акционеров КТК «Транснефть», «КазМунайГаз» и «Шеврон» выступят в роли управляющих компаний, организующих через свои назначенные аффилированные компании реализацию проекта на территории России, Казахстана и морском терминале, соот-ветственно.

Другим важным проектом является проект «Казахстанской Каспийской Системы Транспортировки». Она предназначена для экспорта казахстанской нефти, которая будет добываться на место-рождениях Кашаган (2 фаза) и Тенгиз (проект «КБР») и доставляться через Каспийское море на международные рынки по нефтепроводу Баку–Тбилиси–Джейхан, а также нефтетранспортным системам,

россия

Казахстан

Китай

Кыргызстанузбекистан

таджикистан

афганистан

туркменистан

ИранИраксирия

турция

украина

польшаГермания

румыния

болгария

Италия

КенкиякАтырау

Махачкала

Джейхан

Новороссийск

Одесса

Гданьск

Приморск

Баку

Супс

Ескене

Актау

Нека

Черное море

Средиземное море

Курык

ТенгизКашаган

КумкольАлашанькоу

КТК

Атырау– Самара Кенкияк–

Кумколь Атасу–Алашанькоу

Ескене– Курык

ККСТ

Атасу

рисунок 4. Существу-ющие и перспективные маршруты транспор-тировки казахстанской нефти



Показана роль нефтегазового комплекса Казахстана в экономичес-ком развитии страны, включая перспективы индустриально инноваци-онного развития нефтегазового комплекса, реализацию стратегических важных направлений и их место в обеспечении региональной, националь-ной и глобальной энергетической безопасности (3).

Геополитический вакуум на Каспии, ставший следствием распада Советского Союза, стал причиной начала большой гонки за право доступа к огромным ресурсам региона. Фактически, борьба за каспийскую нефть стала одним из самых значимых геополитических событий постсоветской эры. Быстро растущий мировой энергетический спрос обещает долгосроч-ный интерес и вовлечение внешних держав с зачастую конкурирующими геополитическими целями.

Как государство с самой протяженной прибрежной полосой и круп-нейшими доказанными запасами нефти на своем участке каспийского шельфа, Казахстан крайне заинтересован в достижении триединой цели — политической стабильности, безопасности и экономического процветания в регионе. Казахстан привержен к сотрудничеству со всеми сторонами, заинтересованными в достижении этих целей.

Разработка каспийских ресурсов тесно связана с их транспортировкой на мировые рынки. Вследствие того, что Казахстан не имеет прямого вы-хода к открытому морю, нефтегазовая маркетинговая стратегия основы-вается на эффективном многовекторном использовании стратегического расположения Казахстана в сердце Евразии.

Развитие транспортной инфраструктуры, основанное на прочном фундаменте экономической и политической целесообразности, становит-ся одним из самых насущных вопросов для нашей страны. В Казахстане построена разветвленная сеть экспортных трубопроводов, соединяющих крупнейшие нефтяные месторождения Казахстана с потребителями на Западе и на Востоке.

На сегодняшний день карта трубопроводной системы Каспийского региона обрела ясные очертания, и, таким образом, геополитическое соревнование за право прокладки различных транспортных коридоров переходит в борьбу между глобальными и региональными державами и транзитными государствами за потоки каспийской нефти.

В геополитическом контексте интересы ведущих факторов должны быть сбалансированы, снижая таким образом возможность доминирова-ния одного государства.

Достижение баланса интересов стран-потребителей, стран-производителей и транзитных стран, в том числе, за счет ответственности сторон за обеспечение поставок, спроса на энергоносители и стабильного транзита, а также уравновешивания прав доступа к суверенным ресурсам стран-производителей правами доступа к развитию инфраструктуры в странах-потребителях, является первостепенной задачей глобального энергетического диалога в рамках энергетической безопасности.

Проектная пропускная способность газопровода составляет 40 млрд м3 в год с возможностью дальнейшего расширения объема до 60 млрд м3.

Вторым этапом данного проекта рассматривается строительство газопровода Бейнеу–Бозой–Акбулак, реализация которого осущест-вляется с целью обеспечения энергетической безопасности южных регионов страны.

В контексте других перспективных стратегических инвестиционных проектов «КазМунайГаз» рассматривает вопрос продолжения работы по проекту строительства «Прикаспийского газопровода», направленного на развитие устойчивой и стабильной транспортировки природного газа в европейские страны через территорию Российской Федерации.

Стратегические приоритеты в секторе переработки нефти и газа, создания нефтехимических производств Проведенные исследования показывают, что есть возможности для диверсификации отрасли в направлении создания конкурентоспособ-ной экспортной нефтехимической продукции с высокой добавленной стоимостью.

Поэтому для создания полного технологического цикла по глубокой переработке углеводородного сырья и развития высокотехнологичных производств, насыщения отечественного рынка нефтепродуктами, а так-же поставки на экспорт конкурентоспособной казахстанской продукции планируется реализация разработанных инвестиционных проектов созда-ния нефтехимических производств и инвестиционных проектов комплекс-ной модернизации всех нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ).

Выполнение утвержденного Правительством «Комплексного плана развития нефтеперерабатывающих заводов Казахстана» кардинально изменит положение в отрасли. Средняя глубина переработки превы-сит 84%. К 2015 году отечественные НПЗ полностью смогут обеспечить внутреннюю потребность Казахстана отечественными нефтепродуктами высокого качества.

Для развития нефтехимических производств будут использованы природные и попутные газы месторождений в различных регионах республики (Тенгиз, Каспий), в которых фракция, содержащая этан, составляет 13–16 % и выше от общего объема газа, что является основным экономическим и технологическим преимуществом для про-изводства этилена — базового нефтехимического продукта.

Полученная в Казахстане нефтехимическая продукция будет спо-собствовать мультипликативному эффекту индустриального развития экономики — производимая базовая продукция является сырьем для смежных отраслей экономики для выпуска продукции промышленного и бытового назначения с высокой добавленной стоимостью.

1. Стратегический план развития Республики Казахстан до 2020 года. — Указ Президента Республи-ки Казахстан от 1 февраля 2010 года. 2. Череповицын А.Е. Современная парадигма управления нефтегазовым комплексом как доминанта устойчивого развития угле-водородной энергетики. — Проблемы современной экономики, 2007. №4(24). 3. Ершов Ю.А. Внеш-неэкономические и инвестиционные аспекты обеспечения глобальной энергетической безопасно-сти в контексте разработки новой Энергетической стратегии России. — Исследование Центра инвестиционных и внеш-неэкономических проблем ТЭК и других отраслей промышленности ВНИИВС ГУ ВШЭ, 2008.

россия

Китай

таджикистан

Кыргызстанузбекистан

туркменистан

Казахстан


Аральское море

Астана

Газопровод Туркменистан– Узбекистан–Казахстан–Китай

Газопровод Бейнеу– Бозой–Акбулак

Прикаспийский газопровод

Бейнеу

Бозой

Акбулак

Монголия

азербайджан

рисунок 5. Суще-ствующие и перспек-тивные маршруты транспортировки и транзита природного газа

Как показывает мировой и современный российский опыт, саморегулирование бизнеса может быть эффек-тивной альтернативой государственному вмешательству в экономику, обеспечивая снижение государственных расходов на регулирование, большую гибкость и больший учет интересов участников рынка.

саморегуляция в отрасли теория

53


№ 4 (20) август 2010

Саморегулирование в области промышленной безопасности: современное состояние и перспективы

Преимущественно в такой постановке вопрос помещен в центр проходящей сейчас дискуссии относительно введения саморегулирования в области промышленной безопасности.

Здесь стоит отметить, что Федеральный закон «О саморегулируемых организациях» не является законодательным актом, завершающим формирование законодательства о СРО. В норме пункта 2 статьи 1 этого закона предусматривается возможность установления иными федеральными законами в отношении СРО, объединяющих субъектов предпринимательской и профессиональной деятельности определенных видов, особенностей приобретения и прекращения статуса СРО, деятельности СРО и порядка осуществления государственного контроля (надзора) за соблюдением СРО требований законодательства Российской Федерации.

Так, в целях создания эффективных механизмов перехода от государственного лицензирования к саморегулированию в строительной отрасли был принят Федеральный закон от 22 июля 2008 года № 148ФЗ, который установил определяющую роль СРО при проведении работ в области инженер

Необходимость государственного содействия становлению института саморегулирования нашла свое отражение в выступлениях Президента Российской Федерации Д.А.Медведева, поддерживающего «уже достаточно солидную по возрасту идею передачи государственных функций обще-ственным организациям, в том числе саморегулируемым»1. Развитие саморегулирования в целом и в отдельных отраслях экономики выделяется в качестве одной из приоритетных задач в документах, определяющих основные стратегические направления развития Российской Федерации в среднесрочной и долгосрочной перспективе, таких как «Концепция долгосрочного социальноэкономического развития Российской Федерации на период до 2020 г.» 2 и «Основные направления деятельности Правительства Российской Федерации на период до 2012 г.»3.

Принятие Федерального закона № 315ФЗ «О саморегулируемых организациях», подписанного Президентом Российской Федерации 1 декабря 2007 г., позволило приступить к созданию полноценных схем саморегулирования в различных областях предпринимательской и профессиональной деятельности. Основная задача, которую призван решить этот закон — путем последовательного создания саморегулируемых организаций (СРО) в самых различных областях предпринимательской и профессиональной активности, развития «самосознания» таких организаций вытеснить государство из сферы регулирования тех коммерческих отношений, присутствие в которых государственного элемента представляется излишним и неоправданным с точки зрения основных функций государственного регулирования.

1 Д.Медведев считает необходимым за-вершить передачу избыточных госфунк-ций саморегулируемым организациям: [сайт]. URL: http://www.ar.gov.ru/ru/regions/federal/news/ (дата обращения: 18 мая 2010).

2 Утверждена распоряжением Прави-тельства Российской Федерации от 17 ноября 2008 г. № 1662-р (в ред. рас-поряжения Правительства Российской Федерации от 08.08.2009 № 1121-р).

3 Утверждены распоряжением Прави-тельства Российской Федерации от 17 ноября 2008 г. № 1663-р (в ред. распо-ряжений Правительства РФ от 08.08.2009 № 1120-р, от 02.11.2009 № 1622-р).

lпромышленная безопасность, саморегу-лирование, избыточность полномочий; институт саморегулирования, СРО, диалог;

lindustrial safety, self-regulation, dialogue, SRO, credentials


В.С.КотельниковДоктор технических наук, профессор, генеральный директор ОАО «НТЦ «Промыш-ленная безопасность», Москва

П.В.КононовНачальник отдела подготовки единой системы саморегу-лирования в области обеспечения безопас-ного ведения работ в промышленности, ОАО «НТЦ «Промыш-ленная безопасность», Москва

А.В.АникушинЗаместитель началь-ника отдела подго-товки единой системы саморегулирования в области обеспечения безопасного ведения работ в промышлен-ности, ОАО «НТЦ «Про-мышленная безопас-ность», Москва

В.В.КуприяновВедущий специалист отдела подготовки единой системы само регулирования в области обеспечения безопасного ведения работ в промышлен-ности, ОАО «НТЦ «Про-мышленная безопас-ность», Москва



ных изысканий, архитектурностроительного проектирования, строительства, реконструкции и капитального ремонта объектов капитального строительства. Членство в СРО стало теперь необходимым условием для ведения бизнеса на строительном рынке.

27 ноября 2009 г. вступил в силу Федеральный закон № 261ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», установивший требования к энергетическим обследованиям, которые могут проводиться только лицами, являющимися членами СРО.

11 ноября 2009 г. Государственной Думой в первом чтении принят проект федерального закона «О теплоснабжении», согласно которому предлагается с 1 января 2011 г. введение в силу нормы о необходимости наличия у теплоснабжающих и теплосетевых организаций свидетельства о допуске к работам, выданного СРО в сфере теплоснабжения.

uuАнализ существующей на сегодняшний день практики использования механизмов саморегулирования в различных областях экономики позволяет сделать следующие выводы:

l основой работы по выявлению сфер деятельности, в которых возможно сокращение объемов государственного регулирования с передачей части регулирующих функций на уровень профессиональных ассоциаций, является система оценки рисков при осущест-влении различных видов предпринимательской деятельности;

l основными стимулами к саморегулированию являются: способность саморегулирования повышать эффективность деятельности участников рынка и уровень доверия к ним потре-бителей, снижение издержек на донесение информации о стандартах, о качестве продукции конкретных производителей до потребителей, способность саморегулирования повышать стандарты рыночного поведения, бороться с провалами рынка и оперативно откликаться на запросы потребителей;

l принципиальным условием эффективного функционирования института саморегулирования отдельных отраслей промышленности является существование адекватной нормативной правовой базы и сложившейся практики делового оборота, т.е. сформированной полноцен-ной институциональной среды;

l включение СРО в треугольник отношений государство–бизнес–потребители позволяет от-части сгладить существующие противоречия, наладить систему обратной связи, способству-ет наиболее эффективному взаимодействию участников. Основная задача СРО в области поддержания бизнеса и создания конструктивного диалога бизнеса с государством — это работа по устранению барьеров, противоречащих законодательству, и экономически необо-снованных ограничений.

Базовыми площадками для обсуждения вопросов введения саморегулирования в области промышленной безопасности стали:

Всероссийский Форум Единой системы оценки соответствия в области промышленной, экологической безопасности, безопасности в энергетике и строительстве (Москва, август 2009 года);

Уральский Конгресс подъемно-транспортного оборудования (Екатеринбург, октябрь 2009 года);

Сибирский Форум «Оценка соответствия в области промышлен-ной, экологической безопасности, безопасности в энергетике и строи-тельстве» (Новосибирск, февраль 2010 года).

Подавляющее число участников указанных мероприятий в результате активных, а порой и бурных дискуссий пришли к выводу, что:l сокращение государственного вмешательства в развитие бизнеса и

передача управления всеми процессами в руки профессиональных сообществ — СРО — должно существенно улучшить сложившуюся на сегодняшний день ситуацию на рынке, которую можно коротко охарактеризовать как «забюрократизированную» и «коррупционную»;

l с введением саморегулирования появится равноправный субъект управления, участвующий в подготовке и принятии решений, регулирующих собственную предпринимательскую деятельность, но при этом принимающий на себя дополнительную ответственность перед потребителями производимых товаров и услуг;

l СРО по силам обеспечить защиту интересов своих участников на рынке и перед государством. В то же время, они вынуждены будут очень избирательно подходить и к собственным членам. Ведь основной принцип СРО — материальная ответственность за каждого субъекта, входящего в него. А значит, число случайных, некомпетентных и

непрофессиональных и попросту мошеннических компаний, предпринимателей и фирм, действующих сейчас на рынке, будет сведено до минимума. СРО будут обязаны заботиться о том, чтобы в их ряды вступали только квалифицированные специалисты, имеющие и хорошее образование, и необходимый опыт работы;

l членство в СРО будет способствовать повышению деловой репутации организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности, так как дает потребителям гарантию, что нанимаемый ими специалист действительно квалифицированный, действительно знает и соблюдает определенные стандарты деятельности;

l путем выработки и внедрения СРО в области промышленной безопасности стандартов качества, кодексов поведения, механизмов досудебного решения споров можно добиться значительного повышения качества продукции, работ или услуг в отрасли;

l на базе СРО с привлечением специализированных отраслевых НИИ, вузов, экспертных организаций возможно обеспечить проведение научноисследовательских изысканий, направленных на повышения качества работ и услуг в отрасли, распространение «лучшей практики» в отрасли, разработку проектов нормативных правовых актов в области промышленной безопасности, а также единых стандартов и общих правил саморегулируемых организаций.Нельзя не отметить и опасения, кото

рые не раз высказывались в ходе проведения дискуссий. Прежде всего, они связаны с проблемами, имеющими место при внедрении института саморегулирования в строительной отрасли: поборы при вступлении в СРО, появление теневого рынка продажи и перепродажи допусков на строительные работы, членства в СРО, формирование нового вида коррупции общественных организаций и т.д.

23 марта этого года состоялось заседание Общественного совета при Ростехнадзоре, посвященное состоянию работы по совершенствованию законодательства и организации деятельности саморегулируемых организаций в области промышленной безопасности. В совещании приняли участие Руководитель Ростехнадзора Н.Г.Кутьин, Председатель Общественного совета при Ростехнадзоре В.А.Грачев, Председатель Комитета Государственной Думы ФС РФ по собственности В.С.Плескачевский и другие. По итогам заседания было принято решение, согласно которому предлагается одобрить инициативу Общественного совета при Ростехнадзоре и ряда научных и

Главный итог совместных обсуждений — это решение о создании на начальном этапе (до наработки достаточного опыта реализации Федерального закона №148ФЗ) только СРО, основанных на членстве лиц, проводящих оценку соответствия в области промышленной безопасности.

55


№ 4 (20) август 2010


экспертных организаций по выработке предложений, направленных на совершенствование федерального законодательства в области промышленной безопасности в части введения саморегулируемых видов деятельности на опасных производственных объектах. Кроме того, предлагается направить в Комитет Госдумы РФ по собственности и Министерство природных ресурсов и экологии РФ совместно выработанные предложения по внесению изменений и дополнений в федеральные законы «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» и «О лицензировании отдельных видов деятельности».

Приоритетные направления работы по введению саморегулирования в области промышленной безопасности были выработаны с учетом мнений научных и общественных организаций, предпринимателей.

С октября 2009 года проводится регистрация СРО в области промышленной безопасности в государственном реестре саморегулируемых организаций, ведение которого осуществляет Федеральная служба государственной регистрации, кадастра и картографии (Росреестр).

На 21 апреля 2010 г. в государственном реестре числится уже восемь СРО в области промышленной безопасности: Ассоциация делового сотрудничества «Лифтсервис»; Некоммерческое партнерство «Российское лифтовое объединение»; Межрегиональная Ассоциация экспертных организаций «Русьэкспертлифт»; Некоммерческое партнерство «Союз экспертов промышленной безопасности в энергетике»; Некоммерческое партнерство «Межрегиональное сотрудничество в области Промышленной Безопасности»; Некоммерческое Партнерство «Национальное Агентство Контроля Сварки»»; Некоммерческое партнерство «Объединение центров подготовки по промышленной безопасности»; Некоммерческое партнерство «ЗападноУральское сотрудничество в области промышленной безопасности». Еще семь некоммерческих партнерств должны пройти процедуру регистрации в ближайшее время.

Особо следует отметить, что создаваемые в настоящее время СРО в об ласти промышленной безопасности осуществляют свою деятельность исключительно на добровольных началах.

Очевидно, что механизм саморегулирования в области промышленной безопасности заработает на полную мощность только после внесения соответствующих изменений в Федеральный закон № 116ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». Такая позиция подтверждена участниками парламентских слушаний на тему «О совершенствовании законодательной базы обеспечения безопасности опасных производственных объектов», состоявшихся 11 февраля этого года, которые рекомендовали Федеральному Собранию Российской Федерации внести изменения в Федеральный закон № 116ФЗ, в том числе в части разграничения ответственности государства и субъектов экономической деятельности, передачи отдельных функций саморегулируемым организациям.

В настоящее время на официальном Интернетсайте Ростехнадзора размещен проект федерального закона «О внесении изменений в федеральные законы «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» и «О лицензировании отдельных видов деятельности», разработанный по инициативе Общественного совета при Ростехнадзоре и предложенный к широкому обсуждению.

Основная часть дополнений, вносимых в Федеральный закон № 116ФЗ, связана с введением института саморегулируемых организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности. В частности, предлагается включить в федеральный закон нормы, регулирующие вопросы создания и деятельности саморегулируемых организаций, основанных на обязательном членстве входящих в них субъектов предпринимательской деятельности. Законопроектом определяются виды деятельности в области

промышленной безопасности, которые могут осуществляться только членами саморегулируемых организаций; цели создания таких организаций; устанавливаются требования к деятельности СРО, в том числе регулируются вопросы приема в члены саморегулируемых организаций; порядки разработки СРО требований к членству, стандартов саморегулирования, правил контроля за деятельностью членов СРО, системы мер дисциплинарной ответственности, создания компенсационного фонда и страхования имущественной ответственности за вред, причиненный третьим лицам.

Кроме того, предусмотрены положения, определяющие особенности организации и проведения государственного контроля (надзора) за деятельностью саморегулируемых организаций; виды; предмет; основания соответствующих проверок и сроки их проведения. Согласно указанному законопроекту, государственный контроль (надзор) за деятельностью СРО осуществляет федеральный орган исполнительной власти в области промышленной безопасности. Предметом государственного контроля (надзора) является соблюдение СРО требований к СРО и их деятельности, установленных Федеральным законом № 116ФЗ и другими федеральными законами.

Лицензирование проведения экспертизы промышленной безопасности оказалось недостаточно эффективным инструментом государственного регулирования, поскольку сдерживает развитие конкуренции, не создает стимулов к качественному выполнению работ (оказанию услуг), содержит в себе высокую степень коррупционности. Все это, а также уже принятые технические регламенты и технические регламенты, находящиеся в настоящее время на рассмотрении в Государственной Думе, позволили внести предложение о замене лицензирования проведения экспертизы промышленной безопасности обязательным членством экспертных организаций в соответствующих саморегулируемых организациях.

Принятие законопроекта, по нашему мнению, позволит реализовать на практике эффективную модель сочетания государственного регулирования с саморегулированием субъектов, осуществляющих отдельные виды деятельности в области промышленной безопасности; исключить условия для коррупции при осуществлении государственного регулирования (лицензирования и государственного надзора); не допустить на рынок недобросовестных участников и, главное, будет способствовать обеспечению промышленной безопасности опасных производственных объектов.

менеджмент качества практика


подсистема управления инновациями в системах менеджмента качества

В предыдущей статье [1] отмечалось, что международный стандарт менеджмента качества является по сути стандартом управления предприятием, его процессами1. В таком случае другие системы управления фактически являются подсистемами по отношению к нему (система экологического менеджмента, менеджмент охраны труда и здоровья, менеджмент знаний, менеджмент изменений, менеджмент ресурсов)2. Тогда менеджмент инноваций следует отнести к одной из таких подсистем, поскольку он является составной частью системы управления изменениями3.

Изменения, инновационный процесс, как созидательная составляющая изменений4 на предприятиях в той или иной степени присутствовали всегда: патентнолицензионная рабо

Г.П.ФедотовКандидат техничес-ких наук, доцент, начальник Техничес-кого управления ИТ, формирования и комплектации НТП ЗАО «ВНИИСТ-Нефтегазпроект», Москва

та, освоение и внедрение новых технологий выпуска продукции и услуг, структурные перестройки в организации — все это из области инноваций. На предприятиях с внедренной системой менеджмента качества принцип постоянного улучшения — обязательное условие соответствия требованиям стандарта ISO 9001. Реализация принципа постоянного улучшения по сути является инновационным процессом.

Как правило, экономические кризисы сопровождаются и «кризисами управляемости», заключающимися в несоответствии сложившейся хозяйственной структуре управления — масштабам и сложности хозяйственной деятельности [4]. На рисунке 1 показано, как сегодняшней перестройкой корпоративной структуры, необходимость которой предсказывалась автором ранее [5], отреагировала на кризис одна из крупнейших нефтяных компаний. Возросла роль и статус в корпоративной иерархии проектного института как построителя моделей (моделей производств). Институт переместился в модели и в реальности с третьей ступени на вторую (см. рисунок 1а, блок А3 — модель «как есть» и рисунок 1б, блок А2 — модель «как надо»)5. Аналогичные изменения произошли и в других крупных нефтяных компаниях.

Предприятия, реализовавшие принцип постоянного улучшения даже только лишь в системе управления (стандарт ISO 9001 по сути является стандартом управления), подошли к пику финансового кризиса более готовыми, чем те, кто этого не делал (рисунок 2). Последним, действительно, приходится проводить «революционные преобразования», иначе предприятие не выживет. Но такие преобразования требуют больших инвестиций, а для неэффективных предприятий, как известно, привлечение какихлибо значительных инвестиций весьма проблематично.

Помимо перестройки системы управления различают инновации: продукции и услуг, процессов, организационной структуры предприятия, инновации в финансовом менеджменте, в управлении клиентскими взаимоотношениями, в подготовке персонала, в кадровом менеджменте, в социальной сфере и др. Как правило, все виды инноваций сопровождаются изменениями организационной структуры, так как при преобразованиях требуется изменение функциональных обязанностей подразделений. То есть изменение организационной структуры является своеобразным универсальным индикатором/сигналом о любых скольколибо значительных преобразованиях.

lменеджмент качества, инновации, система, процесс, управление;

lquality management, system, process, innovation, management


Мы продолжаем обсуждение темы менеджмента качества в кризисный период и совершенствования стандарта ISO 9001:2008, которое началось в предыдущем номере журнала (№3 (19), 2010 г.) с публикации Г.П.Федотова «К вопросу о месте стандарта ISO 9001:2008 в системах управления (опыт системного анализа)». В статье отмеча-лось, что необходима, как минимум, гармонизация требо-ваний стандарта с другими системами менеджмента (с финансовым, стратегическим, инновационным менед-жментом). В данной работе показано, что необходимо расширить и раздел стандарта, касающийся требования постоянного улучшения системы управления. Показано, что процесс постоянного улучшения и инновационный процесс — суть одно и то же; что предприятия, которые не использовали принцип постоянного улучшения, в кризис терпят бедствие. В качестве примера приводятся бизнес-модель Каплана-Нортона, в которой инновации — нераз-рывная часть бизнес-процессов, и японский стандарт менеджмента качества JIS/TR Q 0005:2005, в котором менеджменту инноваций уделено достаточно большое внимание.

1 С некоторыми исключениями (что-то в нем требует доработки) [1].

2 Подтверждение данного положения можно также найти, анализируя и синтезируя некоторые позиции, высказанные в [2, 3].

3 В том смысле, который вклады-вают в этот термин сегодня многие авторы.

4 Ведь изменения могут быть на-правлены и на ликвидацию пред-приятия, на его банкротство.

5 Правда, взамен единичной про-ектной организации в реальной новой структуре НК присутствует объединение нескольких проектных организаций вокруг центра управ-ления проектами, выполняющего функции и инновационного центра. Полиморфизм такого центра откры-вает возможность некорпоративным проектным организациям участвовать в нем на правах ассоциированно-го члена, что для многих из них в период финансового кризиса весьма привлекательно.

рисунок 1. Функциональная модель (BРwin) в нотации IDEF0 бизнеса нефтяной компании (НК), иерархическая и функцио-нальная роль корпоративного проектного института в ней: а — модель «как есть»; б — модель «как надо»

трубопроводный транспорт [теория и практика] менеджмент качества практика

57№ 4 (20) август 2010

1а

1б

O1

O1

O2

O2

l1

l1

l1

l1

С1

С1

С2

С2

M1

M1

Требования акционеров

Требования акционеров

Нормативные документы

Нормативные документы

Отходы

Отходы

Выручка

Выручка

Приумноженный капитал акционеров, плюс дивиденды, возвраты по кредитам, налоги, социальные выплаты и пожертвования

Приумноженный капитал акционеров, плюс дивиденды, возвраты по кредитам, налоги, социальные выплаты и пожертвования

ПСД

Природные ресурсы

План

Природные ресурсы

Головной офис и холдинги

нефтяная компания

нефтяная компания

Корпоративный проектный институт



Товарная нефть, нефтепродукты

Товарная нефть, нефтепродукты

Корпоративный проектный институт

Производственные подразделения нефтяной компании

Производственные подразделения нефтяной компании

Подразделения сбыта

Капитал акционеров нефтяной компании

Капитал акционеров нефтяной компании

Информация о природном ресурсе и акционерном капитале

Информация о природном ресурсе и акционерном капитале

ПСД

ТУ

Проектировать

Строить объекты, добывать

и перерабатывать нефть

А3

А3

Управлять инвестиционным

процессом

А1

Реализовывать нефтепродукты

Реализовывать нефтепродукты

А4

А4

Строить объекты, добывать

и перерабатывать нефть

А2

Проектировать

А2

Управлять инвестиционным

процессом

А1

u

u

u

u

u

u u

u

u

u

u

uu

u

u

u

u

u

u

uu

u

u

u

u

u

u

u

u

u u

u

u

u


Высокий Низкий

1. Мотивация (вызов):

эмоциональная включен-

ность членов организации

в ее деятельность и цели

2. Свобода: независимость

в поведении людей

3. Поддержка идей: способ

обращения с новыми идеями

4. Доверие/открытость:

эмоциональная безопасность

в существующих отношениях

5. Динамизм: событийность

жизни в организации

6. Юмор: проявляющиеся спон-

танность и непринужденность

7. Дебаты: стычки, столкновения

точек зрения, идей и разного

опыта и знаний

8. Конфликты: наличие

в организации личностной

эмоциональной напряжен-

ности (в противоположность

напряженности, связанной

с идеями, «дебатами»)

9. Принятие риска:

толерантность

к неопределенности

в организации

10. Время для разработки идей:

количество времени, которое

люди могут использовать и

используют для детальной

разработки новых идей

Уровни параметраПараметр

Люди испытывают удовольствие и значимость

от их работы и, как следствие, вкладывают много

энергии в работу

Люди вступают в контакты, чтобы получать и давать

информацию и обсуждать проблемы; они строят планы,

проявляют инициативу и принимают решения

В поддерживающем климате идеи и предложения

воспринимаются с вниманием и приветствуются как

руководителями, так и просто коллегами. Люди слушают

друг друга и поддерживают инновации. Создаются

возможности для испытания новых идей. Атмосфера

конструктивная и позитивная

Каждый в организации выдвигает идеи и высказывает

свое мнение. Инициатива проявляется без опасения,

страха наказания и осмеяния в случае, если успех не

будет достигнут. Коммуникации открытые и честные

Что-то новое случается постоянно, и часто методы

(способы) мышления и управления чередуются. Имеет

место тот вид психологической турбулентности, который

описывается людьми в организации как «полный впе-

ред», «водоворот» и т.п.

Ненапряженная атмосфера, шутки и смех

Слышно много голосов, и люди энергично выдвигают

свои идеи

Группы и отдельные люди ненавидят друг друга, нахо-

дятся в состоянии войны. Заговоры и ловушки являются

обычными элементами в жизни организации. Распро-

страняются сплетни и клевета

Действия являются быстрыми, немедленными; возникаю-

щие возможности используются и конкретные попытки

предпочитаются исследованию и анализу

Существуют возможности обсуждать и проверять свежие

предложения, которые не являются запланированными

и включенными в задание; и люди, склонные использо-

вать эти возможности

Наличие чувства безразличия; апатия и недостаток

интереса к работе и к организации является общим

чувством и установкой

Люди пассивны, фиксированы на правилах и озабочены

тем, чтобы оставаться внутри структуры

Превалирует рефлекторное «нет». Каждое предложение

немедленно опровергается контраргументами. Обычным

стилем является поиск недостатков и создание помех

Люди подозрительны друг к другу

Ситуацию можно сравнить с медленным, однообразным

движением без сюрпризов. Никаких новых проектов, нет

разнообразных планов. Все делается обычным способом

Атмосфера холодная, мрачная, «громоздкая».

Шутки и смех считаются неприличными

Люди следуют авторитарным моделям, не подвергая

их сомнению

Люди ведут себя более зрело. Они обладают психологи-

ческим пониманием и контролируют свои импульсы

Осторожный, нерешительный менталитет. Работники

всегда стараются быть на «безопасной» стороне. Они

считают разумным «поспать с вопросом», учреждают

комитеты и отгораживают себя от момента перехода

к решениям многими способами

Каждая минута зафиксирована и точно определена. Вре-

менное давление делает невозможными размышления

вне инструкций и запланированных маршрутов

таблица 1 Уровни параметров инновационного климата организации

Структурные преобразования в организациях не всегда безоговорочно принимаются всеми сотрудниками и руководителями организаций, ибо новшества таят неизвестность и несут потенциальные опасности для отдельных индивидуумов. Многое зависит от обстановки в организации. «Мы хотим, чтобы он, она, они изменились. Все, кроме нас, изменились. Одним словом, мы за перемены, пока они не коснулись нас самих», — пишет Дж.Харрингтон [3]. А шведский ученый Дж. Еквалл [6] оценивает инновационный климат в организации по десяти параметрам. Названные параметры автором настоящей статьи для удобства восприятия сведены в таблице 1. Таблица может быть применена для тестирования готовности организации к преобразованиям.

Следует отметить, что инновационный климат лучше в организациях, где используется принцип постоянного улучшения, особенно в расширенной его трактовке по стандарту ISO 9004 (стандарт ISO 9001 ограничивается рамками только лишь постоянного улучшения СМК), поскольку изменения в них имеют устойчивую динамику и персонал к ним давно привык.

рисунок 2. Развитие предприятий в докри-зисный (I) и посткри-зисный (II) периоды:

предприятия, применяющие постоянное улучшение;предприятия, не применяющие постоянное улучшение, с инновационным развитием (сектор II) после привлечения инвестиций;предприятия, не применяющие постоянное улучшение, с деградацией и банкротством (сектор II) при отсутствии инвестиций

менеджмент качества практика

КризисДеградация

Инновационный процесс

Т

I II

трубопроводный транспорт [теория и практика] менеджмент качества практика

59№ 4 (20) август 2010

Ранее отмечалось [1], что стандарт ISO 9001:2008 в нынешней его версии требует доработки. Представляется, что необходимо совершенствование (детализация, расширение, развитие) в том числе и раздела стандарта, касающегося процесса постоянного улучшения. Инновации (как непрекращающийся процесс, а не разовые мероприятия и разовые проекты) имеют несомненные преимущества, особенно, когда подступает волна очередного финансового кризиса (рисунок 2). В подтверждение данного положения отметим, что в классической работе Каплана Р., Нортона Д. [7] об использовании сбалансированной системы показателей в управлении предприятиями инновационные процессы рассматриваются как неотъемлемая часть внутренних бизнеспроцессов (рисунок 3).

Никаких государственных резервов и средств частных инвесторов не хватит в преддверии кризиса, в кризисный и посткризисный периоды, чтобы инвестировать инновационное развитие десятков тысяч предприятий, которые не уделяли прежде должного внимания данному вопросу.

Не дожидаясь централизованных реформ стандарта со стороны Международного комитета по стандартизации, Японский Технический комитет по стандартизации выпустил свой стандарт менеджмента качества с использованием инновационной модели развития JIS/TR Q 0005:2005 [8]. В стандарте отмечены ключевые факторы успеха внедрения инноваций.

Чтобы своевременно внедрить необходимую инновацию, отвечающую изменениям в экономической ситуации, организация должна улучшать и поощрять атмосферу понимания ценности инноваций. Для создания такой атмосферы необходимо учитывать надлежащие факторы успеха (см. ниже) и обеспечивать благоприятные условия для внедрения инноваций:1) Выявление признаков изменения экономической ситуации:l глубокое понимание текущей экономической ситуации

и эффективность решений высшего руководства;l общие ценности, видение и умение выявлять признаки

кризисной ситуации;l способность «не цепляться» за успешный опыт прошед

ших лет.2) Правильное восприятие действительности:l создание условий для организационного самообучения;l установление приоритета;l проведение бенчмаркинга для внутреннего и внешнего

промышленного сектора;3) Приверженность инновациям:l сильное лидерство;l поощрение своевременной инновации;l определение целей и задач инновации;l выбор и концентрация усилий.4) Внедрение инноваций:l активная поддержка со стороны высшего руководства;l создание команды по принципу «лучшее из лучшего»,

выполняющей ключевую роль;l способность учитывать мнения оппонентов и возражения;l предупредительное отношение к слабым;l темп/постоянство внедрения инноваций.

По сравнению с ISO 9001:2008, в стандарт дополнительно внесены новые принципы менеджмента качества: быстрая реакция на перемены (оперативность), всеобщая оптимизация, ориентация на общественные ценности (этика, безопасность, состояние окружающей среды), лидерство в предвидении (своевременная реакция на изменения экономической ситуации), понимание своей ключевой компетенции (сильные стороны организации, ноухау).

Многие предприятия Японии включили в систему менеджмента качества процесс инновационного развития и не прогадали.

В ЗАО «ВНИИСТНефтегазпроект» инновационный подход взят на вооружение. Помимо традиционного проектирования, реализованы в проектах крупнейших магистральных нефтепроводов (ВСТО, ЮТМТайшет и др.) ключевые компетенции в области автоматизации систем управления магистральными нефтепроводами, моделирования и верификации технологических решений; созданы новые для организации направления проектирования: обустройство нефтегазовых месторождений; разработка нефтегазовых месторождений, внедрено в производство трехмерное проектирование.

Таким образом, поступательное инновационное развитие предприятий обладает преимуществом по сравнению с одноразовыми акциями и финансовыми «вливаниями». Менеджмент инноваций — это постоянный процесс. В период кризиса возрастает роль проектных институтов как проводников инновационного развития производственных подразделений компанийзаказчиков и регионов, через реализацию функции построителя моделей (проектировщика) в системе взаимодействия корпораций с внешней средой (рынком, государством). Для успешного инновационного развития необходим и соответствующий инновационный климат в организациях. Предложена таблица из 10 критериев, по которым этот климат можно тестировать и корректировать в будущем. Внедрение систем управления с применением BSC [7] и Японского стандарта менеджмента качества [8] в перспективе может создать конкурентные преимущества для предприятий. В частности, ЗАО «ВНИИСТНефтегазпроект» последовательно применяет принцип постоянного улучшения.

1. Федотов Г.П. К вопросу о месте стан-дарта ISO 9001:2008 в системах управления (опыт системного ана-лиза) // Трубопровод-ной транспорт: теория и практика. 2010. № 3 (19). С. 52–55.2. Ребрин Ю.И. Управ-ление качеством: учеб-ное пособие. Таганрог : Изд-во ТРТУ, 2004. 174 с. 3. Харрингтон Дж. Совершенство управления измене-ниями. Перевод с англ. В.Н.Загребельного под ред. В.В.Брагина. М. :

РИА «Стандарты и ка-чество», 2008. С. 192.4. Карлинская Е.В. Внедрение управлен-ческих и социальных инноваций на россий-ских предприятиях, как путь преодоления кризиса. М. : ИннИТ, 2009. С. 8.5. Федотов Г.П., Щер-баков В.П. Особенности учета экологических тре бований в сбалан-сированной системе показателей нефтяного проектного института // Интервал. 2006. №07(90). С. 50–54.

6. Смакотина Н.С. Психология менед-жмента качества. М.: «Европейский центр по качеству», 2002. 76 с.7. Каплан Роберт С., Нортон Дэйвид П. Сбалансированная система показателей. От стратегии к дей-ствию. Пер. с англ. М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2005. 320 с.8. JIS/TR Q 0005:2005. Quality Management Systems — Guidelines for Sustainable Growth.

рисунок 3. Внутренний бизнес-процесс. Цепочка создания стоимости (по Каплану Р., Нортону Д. [7])

Определение потребностей клиента

Бизнес-процесс

Удовлетворение потребностей клиента

lразработка;lразвитие

lразработка продукта;lразвитие продукта

сроки поступления на рынок система поставок (цель поставок)

Инновации

Инновационный процесс

Операции

lпроизводство;lрынок

Операционный процесс

lпроизводство;lмаркетинг;lпослепродажный сервис

lсервис

u uu u

u

uuu

u u uu u u u

summary


cover story oil and gas transport

discussion

design

construction

welding

04 Sea underwater pipelines designing, construction and operation Russian sea navigation register norms engineering bases O.A.Strogonova, O.G.Rybakina, O.J.Timofeev, B.A.Jartsev, A.N.Krylov Memorial Scientific Central Research Institute; A.S.Avdonkin, S.V.Balagura, V.G.Chernov, Russian Sea Navigation Register In the article bases of standard documents which accumulate foreign and domestic experience of sea underwater pipelines designing and construction are surveyed. The basic attention is given to problems of sea underwater pipelines external loads and strength.

31 About the account and definition of oil collection network abnormal systems flow structural stability G.G.Ismailov, M.M.Kuliev, I.N.Kelova, V.H.Nurullaev, V.K.Guliev, Scientific and Design Research Institute «Neftegas» The authors of the article offer dependence which allows to estimate time of structural relaxation for structure forming oils, i.e. time which corresponds to the beginning of flow structural stability losing in collecting and transportation systems.

12 Mexican syndrome V.V.Pritula, OJSC VNIIST We offer the accident causes analysis from the point of view of probability theory and we invite experts to dialogue to try to exclude repetitions of similar failures in future.

14 About Colebrook equation using at pipelines hydraulic calculation by generalized formula A.V.Chernikin, OJSC VNIIST Honored Worker; R.F.Talipov, CJSC «VNIIST-Neftegazproekt» The key problem of pipelines hydraulic calculation is that of pressure losses by friction definition. In the article Colebrook equation variants of using at estimated calculations by generalized formula are surveyed.

17 Questions of metal structures strength and constructional safety of fuel and energy sector enterprises objects V.K.Vostrov, N.P.Melnikov Memorial Scientific Central Research Institute of Steel Structures Design Reliability and safety maintenance is the defining requirement to any building metal structure. In the article the author surveys various actions for Fuel and Energy sector enterprises objects strength and constructional safety rising.

20 Sea bulk-oil terminals hydro shock phenomena combined protection system N.S.Arbuzov, Open Company «IMC Industries» In the article the author offers the combined protection system of two-pieces — berthing and coastal. At appropriate adjustment the combined protection system provides safe working conditions of sea bulk-oil terminal all equipment complexes and allows minimizing berthing waste capacities size.

24 Pipelines welding joints quality welding materials influence mathematical modeling for research using P.V.Zankovets, Belarus National Academy of Science Welding and Protection Coating Institute On the basis of mathematical modeling and the analysis of relationships of cause and effect of welding joints deficiencies dominating in formation factors are defined. Researches are executed and a specific gravity welding materials influence is calculated on a degree of various standard sizes welding joints quality.

28 Main pipelines linear part repair by means of cutting flanged tees N.G.Goncharov, L.A.Gobarev, O.I.Kolesnikov, Open Company «Scientific Research Institute of Oil and Mineral Oil Products Transport»; E.V.Lopatin, OJSC VNIIST; I.A.Romanova, Open Company «ASC Svarka StrojTEK» Some sites of a line probably effectively to repair only by means of cutting flanged tees. The repair structures specified in the article have found wide application at performance of main pipelines special repair works. The pipelines repaired by means of cutting flanged tees, are successfully maintained.

comments

10 Defects and register errors in section 7 «Corrosion protection» The expert’s comments on «Russian Sea Navigation Register» defects and errors in section 7 «Corrosion Protection» are given.

ecology

economy

39 Information-analytical models for Russian uniform gas supply system objects natural factors influence estimation L.V.Vlasova, Open Company «Gazprom VNIIGAS» For formation and the analysis of the systematized data under adverse and dangerous natural factors of gas supply objects influences is offered to use the information-analytical cartographical model framed in the environment of Geo-Inform System (GIS).

44 Actual problems of enforcement authorities the openness and transparency maintenance O.V.Panina, I.A.Zhuravleva, Russian Federation Government Financial Academy In new conditions enforcement authority’s excessive closeness remaining in Russia and appreciable degree of its alienation from a society become the reason of government efficiency depression. In the article on the basis of foreign and domestic practice transparency analysis which is offered for the Russian enforcement authorities is formulated.

technical regulation

power safety

quality management

branch self-regulation

34 Main oil pipelines working out principles of technology orders А.А.Bashlykov, S.F.Drozhzhinov, S.M.Barabanova, CJSC «VNIIST-Neftegazproekt»; M.A.Lygin, Open Company «CHTPZ-Engineering» In the article principles of technology orders with application of mathematical modeling methods are stated. Approaches to construction of oil pipeline hydrodynamic models and applied software are described.

48 Strategic priorities of republic Kazakhstan oil and gas sector development — the basis of power safety maintenance K.M.Kabyldin, Oil Company «KazMunajGaz» Oil and gas complex, taking in the lead positions in economy of Kazakhstan, becomes priority within the limits of the decision of a global problem on its power independence maintenance. Modern strategy of republic oil and gas sector development is offered to attention of readers.

56 Innovations management subsystem in quality management systems G.P.Fedotov, CJSC «VNIIST-Neftegazproekt» We continue to discuss a theme of quality management during the crisis period and standard ISO 9001:2008 perfection. In the given work it is shown that it is necessary to expand also the standard section, concerning demands of control system constant improvement.

53 To the question on self-regulation in the field of industrial safety V.S.Kotelnikov, P.V.Kononov, A.V.Anikushin, V.V.Kuprijanov, Open Society Scientific and Technological Center «Industrial safety» Licensing of carrying out industrial safety examination has appeared insufficiently effective instrument of state adjustment. According to the article authors, effective there will be a bill introduced in the State Parliament of replacement of carrying out industrial safety examination licensing with expert organizations obligatory membership in the corresponding self-adjustable organizations.


[теория и практика]транспорт

Учредитель — ОАО ВНИИСТЖурнал издается с 2005 г.Включен в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученой степени доктора и кандидата наук (редакция — февраль 2010 года)

Журнал о передовых разработках в сфере трубопроводного транспорта

цена за номер_1900 р. (включая НДС)

периодичность_1 выпуск каждые 2 месяца

распространение_Адресная система. Журнал рассылается подписчикам заказными бандеролями

подписка_Варианты оформления подписки:

Агентство «Роспечать»,

каталог «Газеты. Журналы»

Индекс: 18226.

Просьба указывать подробный почтовый адрес для гарантированной доставки издания.

Альтернативные агентства подписки

Редакция журнала:

Адрес: 105187, Москва, Окружной проезд, 19.

Телефон: (495) 225-13-67, 981-43-45.

Факс: (495) 225-13-67. E-mail: [email protected].

В адрес редакции необходимо направить заявку — гарантийное письмо с указанием реквизитов организации и подтверждением оплаты.В стоимость подписки входит почтовая доставка.

Более подробная информация о журнале на официальном

сайте ОАО ВНИИСТ

www.vniist.ru

Documents

трубопроводный транспорт20).pdfпо строительству и эксплуатации трубопроводов, ... промышленной безопасности