Обеспечение безопасности работы неизотермических трубопроводов, эксплуатирующихся в нестационарных режимах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.26.03, кандидат технических наук Трофимов, Андрей Юрьевич

• Трофимов, Андрей Юрьевич
• кандидат технических наук
• 2001

Оглавление диссертации кандидат технических наук Трофимов, Андрей Юрьевич

ВЕДЕНИЕ.

IABA 1. АНАЛИЗ ПУТЕЙ ДОСТИЖЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ

ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ.

1.1. Аварийность на объектах трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Причины аварий. Прогнозирование.

1.2. Анализ особенностей эксплуатации трубопроводов, транспортирующих высоковязкие и высокозастывающие нефтепродукты. Требования промышленной безопасности к обеспечению теплового режима нефтепродуктопровода.

1.3. Тепловой расчет неизотермического нефтепродуктопровода, работающего в нестационарных условиях.

1.4. Выводы по главе 1.

IABA 2. КОНТРОЛЬ ТЕПЛОВОГО РЕЖИМА НЕИЗОТЕРМИЧЕСКИХ

ТРУБОПРОВОДОВ В ЦЕЛЯХ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ.

2.1. Влияние нестационарных режимов перекачки на эксплуатационную надежность неизотермических нефтепродуктопроводов.

2.2. Влияние осевого переноса теплоты на время безопасной остановки нефтепродуктопроводов.

2.3. Определение продолжительности предварительного прогрева трубопровода и необходимой температуры подогрева для обеспечения безопасного пуска нефтепродуктопровода.

2.4. Разработка рекомендаций по уточнению пусковых режимов нефтепродуктопроводов поданным промышленных испытаний.

2.5. Выводы по главе 2.

IABA 3. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ БЕЗОП АСНОГО ТЕПЛОВОГО РЕЖИМА НЕИЗОТЕРМИЧЕСКИХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ.

3.1. Обеспечение безопасного пускового режима эксплуатации трубопроводов в условиях недостатка информации.

3.2. Уточнение допустимых параметров эксплуатации при изменении температуры подогрева нефтепродукта.

3.3. Разработка рекомендаций по определению состояния тепловой изоляции трубопроводов и локализации мест утечек из них.

3.3.1. Метод моделирующих функций.

3.3.2. Метод стохастической аппроксимации.

3.4. Выводы по главе 3.

1АВА 4. КОНТРОЛЬ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ

НЕИЗОТЕРМИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

4.1. Расчет времени выхода неизотермического нефтепродуктопровода на квазистационарный тепловой режим.

4.2. Определение гидравлических и теплофизических параметров, влияющих на эксплуатационную надежность нефтепродуктопровода.

4.3. Разработка рекомендаций по обеспечению безопасного гидравлического режима неизотермических нефтепродуктопроводов, эксплуатирующихся в нестационарных условиях.

4.4. Выводы по главе 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обеспечение безопасности работы неизотермических трубопроводов, эксплуатирующихся в нестационарных режимах»

В последние годы в связи с изменившимися экономическими и правовыми условиями производственной деятельности сохраняется тенденция к ухудшению промышленной безопасности и противоаварийной устойчивости опасных производственных объектов, к которым относятся нефте- и нефтепродук-топроводы предприятий нефтегазовой отрасли.

Одно из направлений обеспечения национальной безопасности Российской Федерации, составной частью которой является промышленная безопасность, - принятие необходимых мер по снижению вероятности техногенных аварий и смягчении их экономических и социальных последствий. Благодаря физико-химическим свойствам перекачиваемого продукта и нестационарным условиям эксплуатации нефте- и нефтепродуктопроводы относятся к одним из наиболее пожаровзрывоопасных объектов отрасли, представляющих постоянную угрозу экологической безопасности прилегающих территорий. В соответствии с [29] трубопроводы относятся к 1 уровню ответственности (повышенной) по последствиям их отказов.

Внутризаводские и внутрипромысловые нефтепродуктопроводы характеризуются крайне нестационарными условиями эксплуатации, вызванными различными переключениями нагрузки между установками, изменением режима и т.д. Все это приводит к частым изменениям производительности нефтепродук-топроводов, температуры подогрева, остановкам перекачки и повторным пускам нефтепродуктопроводов.

Задачи обеспечения безопасности при пуске после продолжительной остановки перекачки и определения допустимого снижения температуры подогрева при изменении режима требуют уделять особое внимание контролю за те-плофизическими характеристиками окружающего грунта и прогнозированию их изменения во времени. Неправильная оценка теплофизических характеристик грунта приводит к аварийным ситуациям, связанным с так называемым «замораживанием» трубопровода, когда в результате недопустимого снижения температуры нефть или мазут превращаются в вязкопластичную жидкость с высоким значением напряжения сдвига. В этом случае для его удаления из трубопровода применяют различные специальные средства. Застывшая нефть или мазут скапливаются в специальных нефтяных амбарах, создавая серьезную экологическую проблему.

Нестационарность режима работы трубопровода вызывает развитие переменных осевых усилий в трубопроводе, что приводит к возникновению дефектов в теле трубы и, в дальнейшем, к развитию трещин и повреждению изоляционного покрытия.

Нестабильность теплового режима, продольные и поперечные перемещения трубопровода вызывают миграцию влаги в окружающем грунте, в результате чего возрастает его коррозионная активность. Вследствие этого возрастает риск коррозионного разрушения трубопровода. Обеспечение экологической безопасности при эксплуатации нефтепродуктопроводов в этом случае непосредственно связано со снижением времени локализации возможных аварийных участков и уменьшением объемов аварийного истечения перекачиваемого продукта. В настоящее время утечки транспортируемого продукта при авариях линейной части трубопроводов определяются косвенными методами по изменению давления перекачки и мощности, потребляемой насосами [18]. Но при малых утечках, когда отсутствует выход нефтепродукта на поверхность грунта, утечка может остаться незамеченной. В этом случае ее можно обнаружить по изменению параметров теплообмена с окружающим грунтом, пока она не переросла в серьезную аварию с выходом нефтепродукта на поверхность и загрязнением прилегающей территории.

В связи с этим, одним из направлений обеспечения промышленной и экологической безопасности нефтепродуктопроводов нефтегазовой отрасли является осуществление оперативного контроля за изменениями теплофизических характеристик системы «трубопровод-грунт» в условиях нестационарного режима работы трубопровода и прогнозирование их изменения при различных изменениях внешних условий. Это позволит определять наиболее коррозионноопасные участки трубопровода, своевременно обнаруживать утечки, оперативно корректировать время безопасной остановки трубопровода и минимально допустимую температуру подогрева перекачиваемого продукта.

Цель работы

Повышение безопасности эксплуатации неизотермических нефтепродук-топроводов, работающих в нестационарных условиях, на основе создания технологических регламентов выбора допустимых режимных параметров.

Задачи исследований

- Разработка мер по повышению эксплуатационной надежности неизотермических трубопроводов, работающих в нестационарных условиях.

- Разработка рекомендаций по выбору безопасных пусковых режимов неизотермических трубопроводов.

- Исследование переходных процессов в неизотермических трубопроводах и разработка рекомендаций по обеспечению безопасности их эксплуатации в условиях недостатка информации.

- Определение местоположения утечек из «горячих» трубопроводов и оценка изменения теплофизических характеристик тепловой изоляции на-"" основе анализа параметров теплообмена трубопровода с окружающей средой.

- Разработка рекомендаций по выбору безопасных гидравлических режимов работы «горячих» трубопроводов в нестационарных условиях их эксплуатации.

Научная новизна

- Разработан метод определения состояния тепловой изоляции и диагностирования наличия и местоположения утечек в неизотермических трубопроводах, эксплуатирующихся в нестационарных условиях.

- Установлено, что наличие эффекта осевого переноса теплоты в неизотермическом нефтепродуктопроводе позволяет продлить время его безопасной остановки.

- Сформулированы концепции и разработаны методические подходы, позволяющие уточнять теплофизические характеристики неизотермического нефтепродуктопровода для обеспечения безопасного теплового режима его эксплуатации.

- Определены значимые физические параметры, определяющие характер переходных процессов в «горячих» трубопроводах. Получены эмпирические зависимости, позволяющие контролировать и прогнозировать изменение гидравлических характеристик подобных систем.

На защиту выносятся теоретические выводы и обобщения, экспериментальные исследования, разработанные модели, методики, эмпирические зависимости и практические рекомендации по повышению безопасности эксплуатации «горячих» трубопроводов путем осуществления оперативного контроля за изменением теплофизических и гидравлических характеристик системы «трубопровод-грунт».

Практическая ценность

Полученные в работе результаты дают возможность:

- корректировать время безопасной остановки неизотермических трубопроводов и допустимую температуру подогрева нефтепродукта в зависимости от изменений условий теплообмена в системе «трубопровод-грунт»;

- оценивать изменение скорости коррозии трубопроводов в зависимости от изменений теплофизических характеристик окружающего грунта;

- определять безопасное время выхода неизотермического трубопровода на квазистационарный режим эксплуатации на основе анализа диспетчерских данных;

- осуществлять оперативный контроль за изменением гидравлических характеристик «горячего» трубопровода, работающего в нестационарных условиях, по величине коэффициента осевой теплопроводности.

Реализация работы

- рекомендации по определению времени безопасной остановки неизотермических трубопроводов и по уточнению их тепловых режимов в нестационарных условиях эксплуатации используется на Уфимской ТЭЦ-2 ОАО «Башкирэнерго» для повышения эксплуатационной надежности ма-зутопроводов топочного мазута;

- разработанная «Методика определения продолжительности переходного процесса в неизотермическом трубопроводе» используется в учебном процессе УГНТУ.

Апробация работы

Основные положения диссертации доложены и обсуждены на:

- 5-й международной научной конференции «Методы кибернетики химико-технологических процессов», июнь 1999 г. (Уфа);

- межрегиональной научно-методической конференции «Проблемы нефтегазовой отрасли», декабрь 2000 г. (Уфа);

- 50, 51 научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, 1999-2000 г. (Уфа).

По материалам диссертации опубликовано 11 работ.

Краткое содержание работы

Во введении определены цель и задачи исследования, показана актуальность и дана общая характеристика работы.

Первая глава посвящена общему анализу аварийности на объектах трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. Отмечается, что благодаря большому объему внутритрубной диагностики и существенному увеличению выборочного ремонта за период с 1993 по 1997 гг. количество аварий на нефте-и нефтепродуктопроводах снизилось в 4 раза. Одной из основных причин аварий является разрушение трубопровода в результате действия внешней коррозии. Причем опасность коррозионного разрушения пропорциональна агрессивности грунта, определяемой его механическим составом и влагосодержанием.

Проанализированы особенности эксплуатации нефте- и нефтепродукто-проводов предприятий нефтегазовой отрасли. Отмечается, что для внутризаводских нефте- и мазутопроводов характерны высокая степень нестационарности режима, частые изменения производительности перекачки и продолжительные остановки, что для магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов является скорее исключением из правил. Обеспечение безопасности в этих условиях требует особого внимания к процессам теплообмена трубопровода с окружающим грунтом. Отмечается, что ошибки при теплогидравлическом расчете могут привести к созданию аварийной ситуации при пуске нефтепродукто-провода в работу или при изменении режима его работы. Теплофизические характеристики грунта претерпевают значительные изменения под тепловым воздействием трубопровода, из чего следует, что для исключения ошибок при проведении теплогидравлических расчетов необходимо знать действительные значения теплофизических характеристик грунта, полученные при эксплуатации нефте- и мазутопровода.

В первой главе рассматриваются также существующие модели, описывающие пусковые и переходные процессы, происходящие в нефте- и нефтепродуктопроводах при нестационарных режимах эксплуатации. Отмечается, что практически невозможно использовать существующие модели для решения обратных задач (определения коэффициентов, входящих в модельные уравнения по экспериментальным данным) ввиду большого количества переменных, входящих в их состав.

Результаты анализа, проведенного в первой главе, позволили сформулировать цель работы и задачи исследований.

Вторая глава посвящена разработке модельного уравнения, описывающего процессы, происходящие в неизотермических нефте- и мазутопроводах при нестационарных условиях их эксплуатации. Проводя аналогию между процессами, происходящими в трубопроводе при последовательной перекачке жидкостей с различной плотностью, и переходными процессами, вызванными изменением режима перекачки, предложено для описания переходного процесса ввести в традиционное уравнение стационарного теплообмена дополнительный член, учитывающий неравномерность поля скоростей по сечению трубы и действие турбулентной диффузии - коэффициент осевой теплопроводности.

Приведены решения разработанного модельного уравнения, полученные как для стационарных условий, так и для нестационарных, соответствующих скачкообразному изменению температуры среды в начале трубопровода. Разработаны рекомендации по повышению эксплуатационной надежности нефте-продуктопровода путем корректировки скорости коррозии в зависимости от изменения режима его работы. Суть их в том, что состав и влагосодержание грунта определяют не только его теплофизические характеристики, но и его коррозионную активность. Таким образом, контролируя изменения теплофизи-ческих характеристик нефтепродуктопровода, эксплуатирующегося в нестационарных условиях, можно констатировать увеличение или уменьшение скорости коррозии металла труб.

Проведен расчет коэффициентов модельного уравнения по данным исследований стационарных режимов эксплуатации нефтепродуктопровода. Отмечается, что для определения коэффициентов модельного уравнения по данным исследований трубопроводов, эксплуатирующихся в стационарных условиях, эксперименты необходимо проводить на нескольких режимах, отличающихся скоростью перекачки. В ходе расчетов доказано существование осевого переноса теплоты, ведущего к увеличению времени безопасной остановки ма-зутопровода.

Во второй главе приведены также результаты расчета коэффициентов модельного уравнения по данным исследований переходных процессов в трубопроводе, полученных в ходе заполнения и прогрева мазутопровода ТЭЦ. Расчет проводился методом предварительного логарифмирования модельного уравнения. Показано, что этот метод позволяет определять коэффициент теплопередачи и коэффициент осевой теплопроводности в случае переходного процесса в трубопроводе, вызванного скачкообразным изменением температуры в начале трубопровода при известной производительности перекачки. Рассмотренный метод может быть использован для определения продолжительности предварительного прогрева трубопровода и необходимой температуры подогрева продукта перед подачей его в трубопровод для обеспечения безопасного пуска «горячего» нефтепродуктопровода. Также рассмотрена методика, позволяющая приводить начальные условия к расчетному виду в том случае, когда изменение температуры в начале трубопровода происходит не скачкообразно, а в течение некоторого времени.

Третья глава посвящена разработке методик решения обратных задач нестационарного теплообмена на основе предлагаемого модельного уравнения, в том числе: метод теории чувствительности; операционный метод; метод моделирующих функций; метод стохастической аппроксимации. Метод теории чувствительности основан на предварительном получении решения прямой задачи, представленного в виде функциональной связи между температурой и искомыми параметрами и последующей «подгонке» этого решения под экспери ментальные точки путем последовательного уточнения искомых параметров. Метод позволяет определять искомые коэффициенты и, соответственно, выбирать допустимые, с точки зрения безопасности, параметры пуска неизотермического трубопровода, и в случае нехватки исходной информации, в частности, когда скорость перекачки неизвестна. Доказано, что рассмотренная методика обладает высокой точностью (отклонение расчетной кривой от экспериментальных точек не превышает 1 %).

Для уточнения изменившихся параметров теплообмена трубопровода с окружающим грунтом при переходе нефтепродуктопровода на новый тепловой режим разработан упрощенный операционный метод, использующий преобразования Лапласа. Показано, что применение данного метода позволяет при достаточном объеме исходной информации существенно снизить трудоемкость расчетов по сравнению с методом теории чувствительности при сохранении достаточной точности расчетов.

Методы моделирующих функций и стохастической аппроксимации отличаются тем, что позволяют определять коэффициенты модели без использования решения краевой задачи. Показано, что эти методы позволяют решать обратные задачи и в том случае, когда начальные условия не соответствуют скачкообразному изменению температуры в начале мазутопровода. Это дает возможность использовать эти методы для определения параметров теплообмена на локальных участках трубопроводной сети, что позволяет находить участки с поврежденной тепловой изоляцией и вычислять места малых утечек. Проведенные математические эксперименты показали достаточную точность этих методов при условии наличия необходимого объема информации.

Четвертая глава посвящена определению физических параметров, оказывающих влияние на прохождение переходного процесса, проверке их значимости и поиску эмпирических зависимостей, описывающих взаимосвязь между ними и коэффициентом осевой теплопроводности. Показано, что величина коэффициента осевой теплопроводности определяется диаметром и протяженностью трубопровода, скоростью перекачки, величиной гидравлического сопротивления трубопровода, вязкостью и температуропроводностью нефтепродукта. Для мазутопроводов, не имеющих тепловой изоляции, определяющими величинами также будут температуропроводность грунта и глубина заложения

13 трубопровода. Также отмечено, что коэффициент осевой теплопроводности, определяющий продолжительность переходного процесса в неизотермическом трубопроводе является фактором, влияющим на эксплуатационную надежность трубопровода, т.к. при переходном процессе в теле трубы возникают значительные осевые усилия, вызванные температурным расширением металла, которые могут привести к потере продольной устойчивости трубопровода и вероятность этого события будет определяться продолжительностью переходного процесса.

Найденная эмпирическая зависимость описывает существующую взаимосвязь коэффициента осевой теплопроводности с выбранными физическими параметрами с достаточной точностью (отклонение расчетных значений от экспериментальных не превышает 3 %). Отмечено, что найденная эмпирическая зависимость позволяет по изменению коэффициента осевой теплопроводности оценивать величину коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода.

Модельное уравнение и методики решения обратных задач разработаны в соавторстве с проф. И.Р. Байковым.

14

Заключение диссертации по теме «Пожарная и промышленная безопасность (по отраслям)», Трофимов, Андрей Юрьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработаны рекомендации по повышению эксплуатационной надежности неизотермических трубопроводов, эксплуатирующихся в нестационарных режимах, путем осуществления контроля за изменением теплофизических характеристик прилегающих грунтов. Установлено, что наличие эффекта осевого переноса теплоты в потоке жидкости вызывает увеличение средней температуры среды в трубопроводе и, как следствие, позволяет продлить время безопасной остановки неизотермического трубопровода на 5-15 %.

2. Предложены рекомендации по обеспечению безопасности пуска неизотермического нефтепродуктопровода, основанные на повышении точности определения времени предварительного прогрева трубопровода по уточненным теплофизическим характеристикам фунта и температуре подофева нефтепродукта. Для определения изменения теплофизических характеристик фунта разработана математическая модель, описывающая нестационарные процессы в неизотермических трубопроводах, и предложен метод расчета, который позволяет с погрешностью, не превышающей 3 %, определять ее параметры.

3. Разработаны методики, позволяющие минимизировать риск «замораживания» неизотермических нефтепродуктопроводов при их пуске в условиях недостатка исходной информации для определения теплофизических характеристик системы «трубопровод-грунт», и осуществлять оперативный контроль за изменением теплофизических характеристик фунтов при изменении теплового режима трубопроводов. Пофешность расчетов не превышает 1-2 %.

4. Разработан способ определения изменения теплофизических характеристик тепловой изоляции и выявления местоположения утечек в теплоизолированном нефтепродуктопроводе, основанный на определении параметров теплообмена трубопровода с окружающей средой с использова

166 нием численных методов решения обратных задач нестационарного теплообмена.

5. Предложены рекомендации по поддержанию безопасных гидравлических режимов неизотермических трубопроводов, эксплуатирующихся в нестационарных условиях, путем осуществления оперативного контроля за изменением их гидравлических характеристик по величине коэффициента осевой теплопроводности. Разработаны эмпирические модели, описывающие изменение теплогидравлических характеристик неизотермических трубопроводов в зависимости от изменения коэффициента осевой теплопроводности. Достоверность расчетов при этом достигает 97-98 %.

6. Предложен способ расчета времени безопасного выхода неизотермических трубопроводов на квазистационарные режимы эксплуатации, основанный на анализе диспетчерских данных, что позволяет исключить возможность «замораживания» нефтепродуктопроводов при проведении пусковых операций.

В заключение раздела можно сделать следующие выводы:

Разработаны рекомендации по обеспечению безопасного гидравлического режима неизотермического трубопровода, эксплуатирующегося в нестационарном режиме, путем осуществления оперативного контроля за изменением гидравлических характеристик по величине коэффициента осевой теплопроводности. Предложены эмпирические уравнения, которые с погрешностью, не превышающей 3%, описывают взаимосвязь между гидравлическими характеристиками трубопровода и коэффициентом осевой теплопроводности.

164

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Трофимов, Андрей Юрьевич, 2001 год

1. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Мостовой А.В. Коррозионно-механическая стойкость нефтегазовых трубопроводных систем: диагностика и прогнозирование долговечности. Уфа: Гилем, 1997. - 177 с.

2. Абузова Ф.Ф. Тепломассообмен. Основы конвективного тепломассообмена / Методическое руководство. Уфа: УГНТУ, 1995. - 68 с.

3. Абрамзон. Л.С., Галлямов М.А., Степанюгин В.Н. Экспериментальное исследование пускового режима «горячего» мазутопровода.- В кн.: Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М., 1968. - с. 16-19 (Тр. НИИТранснефть, Вып. 5).

4. Агапкин В.М. Переходные режимы работы надземных теплоизолированных нефтепроводов при изменении начальной температуры подогрева нефти. Изв. вузов. Сер. нефть и газ, 1975. - № 8. - с. 75-79.

5. Агапкин В.М. Трубопроводы для транспортировки высоко вязкой и застывающей нефти. М.: Информнефтегазстрой, 1982. - 140 с.

6. Агапкин В.М., Губин В.В. Пусковые режимы трубопроводов для транспорта вязких подогретых нефтей и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1980.-43 с.

7. Агапкин В.М., Кривошеин Б.Л., Юфин В.А. Тепловой и гидравлический расчеты трубопроводов для нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1981. -256 с.

8. Агапкин В.М., Юфин В.А. Установившийся температурный режим трубопроводов с промежуточными тепловыми станциями и путевыми отборами (поступлениями) нефти. / Изв. вузов. Сер. нефть и газ. 1979. - №7. -с. 57-61.

9. Александров В.К., Тугунов П.И., Тихонов В.В. О тепловых потерях «горячего» трубопровода большого диаметра. / НТС «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов», № 1. М.: ВНИИОЭНГ, 1975. с. 10-17.

10. Ю.Байков И.Р., Трофимов А.Ю. Алгоритмы определения тепловых характеристик трубопроводов по данным нестационарных исследований / Изв. вузов. Проблемы энергетики. 2000. -№3-4. - с. 14-21.

11. П.Байков И.Р., Трофимов А.Ю. Неизотермическое течение жидкостей в трубопроводах с учетом осевой теплопроводности / Изв. вузов. Проблемы энергетики. 1999. -№5-6. - с. 13-18.

12. Белосельский Б.С. Топочные мазуты. М.: Энергия, 1978. - 256 с.

13. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1973. - 246 с.

14. Булатов Г.А. Пенополимерная изоляция магистральных трубопроводов. -М.: Информнефтегазстрой, 1981. 156 с.

15. Василенко В.В. Термическое сопротивление грунта в зоне прокладки канальных теплотрасс / Изв. Ростов, гос. строит, ун-та. 1998. - №3. -с.214-215.

16. Выгодский М.Я. Справочник по высшей математике. М.: Наука, 1965. -872 с.

17. П.Вязунов Е.В., Дымшиц JI.A. Определение полного коэффициента теплопередачи по результатам эксплуатации магистрального трубопровода / Нефтяное хозяйство. 1976. - №12. - с. 59-60.

18. Габдюшев Р.И., Галяутдинов А.Б. и др. Обеспечение промышленной безопасности эксплуатируемых систем магистрального транспорта / Безопасность труда в промышленности. 2000. - №6. - с. 9-10.

19. Галлямов А.К., Черняев К.В., Шаммазов A.M. Обеспечение надежности функционирования системы нефтепроводов на основе технической диагностики. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1997. - 597 с.

20. Галяутдинов А.Б., Овчинников А.А. и др. Повышение безопасности особо опасных участков магистральных трубопроводов / Безопасность труда в промышленности. 2000. - №7. - с. 6-7.

21. Гаррис Н.А., Максимова С.А., Новоселов В.В. Фактор переувлажнения грунта: его влияние на трубопровод / Строительство трубопроводов. -1991. №4. - с. 29-30.

22. Гаррис Н.А., Тугунов П.И. Определение времени безопасной работы горячего трубопровода при уменьшении производительности. / Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1975. - №6. - с. 11-13.

23. Гаррис Н.А., Тугунов П.И. Режим работы «горячего» трубопровода при уменьшении температуры нагрева нефти. / Нефтяное хозяйство. 1975. -№11.-с. 42-44.

24. Гаррис Н.А., Тугунов П.И., Новоселов В.В. Экспериментальная проверка метода теплового баланса для расчета нестационарных режимов подземных трубопроводов. / Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. -1977. -№10. с. 23-25.

25. Георгиевский В.Б. Унифицированные алгоритмы для определения фильтрационных параметров. Киев: Наукова думка, 1971. - 328 с.

26. Гидродинамика трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов / А.Х. Мирзаджанзаде, А.К. Галлямов, В.И. Марон и др. М.: Недра, 1984. -288 с.

27. Гмурман В.Е. Введение в теорию вероятности и математическую статистику. 3-е издание, дополненное. - М.: Высшая школа, 1966. - 379 с.

28. Губин В.В. Тепловой и гидравлический расчет пускового периода горячего трубопровода большого диаметра. / В кн.: Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. М., 1974. - с. 49-53 (Тр. ВНИИСПТнефть, Вып. 12).

29. ГОСТ 27.751-88 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения по расчету. М.: Изд-во стандартов, 1989. - 97 с.

30. ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов, 1990. - 36 с.

31. ГОСТ 27.301-95 Надежность в технике. Расчет надежности. Основные положения. М.: Изд-во стандартов, 1996. - 126 с.

32. Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1982. - 296 с.

33. Гумеров К.М. Методы оценки ресурса элементов линейной части магистральных нефтепроводов / Нефтяное хозяйство. 1992. - №8. - с. 36-37.

34. Гумеров К.М. Прогнозирование долговечности нефтепроводов на основе диагностической информации / Нефтяное хозяйство. 1991. - №10. -с.36-37.

35. Гусак А.А. и др. Оценка срока службы участка газопровода с коррозио-ной каверной / Газовая промышленность. 1991. - №8. - с. 14-15.

36. Гусейн-заде М.А., Юфин. В.А. Неустановившееся движение нефти и газа в магистральных трубопроводах. М.: Недра, 1981. - 232 с.

37. Гутман Э.М. и др. Влияние коррозионной усталости материала нефтепроводов на их надежность / Нефтяное хозяйство. 1977. - №8. - с. 59-62.

38. Дадонов Ю.А. Управление промышленной безопасностью в новых экономических условиях / Безопасность труда в промышленности. 2001. -№1.-с. 10-15.

39. Дегтярев В.Н., Фомичева А.В., Михальский А.А. Некоторые технико-экономические вопросы дальнего трубопроводного транспорта мангыш-лакских нефтей. / НТС «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». № 10. - М.: ВНИИОЭНГ, 1966. с. 25-37.

40. Дрейпер Н., Смит Г. Прикладной регрессивный анализ: в 2-х книгах. Книга 1 2-е издание, переработанное и дополненное. - М.: Финансы и статистика, 1986. - с. 26-43.

41. Дубина М.М., Красовицкий Б.А. Теплообмен и механика взаимодействия трубопроводов и скважин с фунтами. Новосибирск: Наука, 1983.-133 с.

42. Джексон J1. Новые технологии и будущее диагностики трубопроводов / Трубопроводный транспорт нефти. 1997. - №10. - с.32-38.

43. Едигаров С.Г., Абрамзон Л.С., Степанюгин В.Н. и др. Экспериментальное исследование температурного режима «горячих» трубопроводов / В кн.: Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1965. - с. 35-44 (Тр. НИИТранснефть, Вып. 4).

44. Живоглядов В.П., Каипов В.Х. О применении метода стохастической аппроксимации в проблеме идентификации / Автоматика и телемеханика.1966. -№10. с. 128-136.

45. Иванов Е.А., Дадонов Ю.А. и др. О техническом состоянии магистрального трубопроводного транспорта России / Безопасность труда в промышленности. 2000. - №9. - с. 34-37.

46. Иванцов О.М. Надежность и безопасность магистральных трубопроводов России / Трубопроводный транспорт нефти. 1997. - №10. - с.26-31.

47. Иванцов О.М. Трубопроводные магистрали XX1 век / Нефть, газ и бизнес. - 1999. - №4. - с. 6-11.

48. Кошелев А.А., Матвийчук Д.С., Редько А.Ф. Исследование теплообмена для повышения надежности нефтепровода в вечномерзлых грунтах. -Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1974. - №12. - с. 3-6.

49. Красовицкий Б.А. Применение метода последовательных приближений к задаче о протаивании мерзлого грунта вокруг газовой скважины. Изв. вузов. Сер. нефть и газ. - 1971. - №6. - с. 37-41.

50. Кривошеин Б.Л. Теплофизические расчеты газопроводов. М.: Недра, 1982.- 168 с.

51. Кривошеин Б.Л., Агапкин В.М. Нестационарные тепловые потери подземных трубопроводов. ИФЖ. - т. 33. - 1977. - №2. - с. 339-346.

52. Кузнецов Ю.Н., Белоусов В.П. Сопряженный нестационарный конвективный теплообмен при турбулентном течении в трубах. Теплообмен. -М.: Наука, 1975.-е. 28-37.

53. Лелеков В.И. Проблемы надежности трубопроводного транспорта в России и странах СНГ / Энергосбережение и водоподготовка. 1998. - №2. -с. 73-76.

54. Лелеков В.И. Прогнозирование надежности трубопроводного транспорта с использованием масштабного фактора / Энергосбережение и водоподготовка. 2000. - №1. - с. 4-7.

55. Лурье М.В., Марон В.И., Юфин В.А. Последовательная перекачка нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1973. - 56 с.

56. Лыков А.В. Сопряженные задачи конвективного теплообмена. Проблематепломассопереноса. Минск: Наука и техника, 1976. - с. 83-99.

57. Лыков А.В. Тепломассообмен. Справочник. М.: Энергия, 1978. - 480 с.

58. Маметклычев X., Мурадов А., Ширджанов И. Особенности теплового режима «горячих» трубопроводов при перекачке парафиновых нефтей. -Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1969. - №3. - с. 12-15.

59. Методика расчета эксплуатационных режимов теплоизолированных ма-зутопроводов. Уфа: У НИ, 1979. - 163 с.

60. Неустановившийся теплообмен подземных трубопроводов / В.М. Агап-кин, Б.А. Красовицкий, Б.Л. Кривошеин, В.П. Радченко. Изв. АН СССР. Сер.: Энергетика и транспорт. - 1983. - №3. - с. 163-169.

61. Новоселов В.В Влияние различных факторов на значение эффективного коэффициента теплопроводности грунта / ЭИ ВНИИОЭНГ. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1985. - №9. - с. 5-8.

62. Новоселов В.В., Гаррис Н.А. Приближенный метод расчета переходных режимов теплоизолированных подземных трубопроводов / Сб. статей «Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных нефтегазопроводов и нефтебаз». Уфа. - 1980. - №2. - с. 52-54.

63. Новоселов В.В., Гаррис Н.А., Тугунов П.И. Особенности теплообмена подземного неизотермического трубопровода при высоком уровне фунтовых вод / ЭИ ВНИИОЭНГ. Сер. Транспорт и хранение нефти. 1988. -№4.-с. 6-10.

64. Поиск зависимости и оценка пофешности / Под ред. И.Ш. Пинскера. -М.: Наука, 1985.- 149 с.

65. РД 08-120-96 Методические указания по проведению анализа риска опасных промышленных объектов. М.: ВНИИ охраны труда, 1997. - 83 с.

66. Розенвассер Е.М., Юсупов P.M. Чувствительность систем управления. -М.: Наука, 1981.-484 с.

67. Сазонов Э.В., Кононова М.С. К вопросу диагностирования состояния инженерных систем / Изв. вузов. Строительство.- 1999. №6. - с.93-95, 140.

68. Сощенко Е.М., Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Циклическая эксплуатациятрубопроводов при неполной их загрузке / Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 1971. - №5. - с. 22-26.

69. СН 433-79 Инструкция по строительному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтяной и газовой промышленности. М.: Строй-издат, 1980.-97 с.

70. Спиридонов В.В., ^арагуля JI.C., Семенов Л.П. Методика исследования взаимодействия трубопроводов с окружающей средой на опытных участках трубопроводов. М.: Изд. ВНИИСТ, 1973. - 27 с.

71. Справочник по специальным функциям / Под ред. М. Абрамовича и И. Стиган. М.: Наука, 1979. - 830 с.

72. Суровцев Л.Г. и др. Проблемы защиты от коррозии трубопроводов Западной Сибири / Обз. инф. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. ВНИИэконом. Орг. производства и техн.-экон. информации в газ. промышленности. 1988. - №13. - с. 41-43.

73. Тихонов В.В., Александров В.К. Тепловые потери «горячего» трубопровода большого диаметра. НТС «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов», №9. М.: ВНИИОЭНГ, 1974.-е. 7-15.

74. Тихонов В.В., Иванушкин В.Г., Тугунов П.И. Экспериментальное исследование прогрева и охлаждения системы нефть—труба—грунт—воздух в процессе перекачки по трубопроводу горячей нефти. / Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1977. - №9. - с. 3-7.

75. Токарев Ю.Н. Метод расчета неустановившегося теплообмена трубопровода. ЭИ "Строительство предприятий нефтяной и газовой промышленности". Сер. "Сооружение линейной части трубопроводов". М.: Ин-формнефтегазстрой, 1983, № 2. - с.8-9.

76. Трофимов А.Ю. Анализ нестационарных процессов теплообмена в неизотермическом трубопроводе по данным экспериментальных исследований / Материалы 50 научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. Уфа, 2000. - с. 12.

77. Трофимов А.Ю. Влияние осевой теплопроводности на процесс перекачкинеизотермической жидкости / Тезисы докладов V международной научной конференции «Методы кибернетики химико-технологических процессов». Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. с. 166-167.

78. Трофимов А.Ю. Изменение коэффициента осевой теплопроводности по длине трубопровода / Материалы 51 научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. Уфа, 2001.-е. 66-67.

79. Трофимов А.Ю. Определение тепловых характеристик действующих неизотермических трубопроводов методом моделирующих функций / Материалы межрегиональной научно-методической конференции «Проблемы нефтегазовой отрасли». Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. с. 81.

80. Трофимов А.Ю. Применение метода стохастической аппроксимации для уточнения теплофизических характеристик неизотермического трубопровода/Материалы 51 научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. Уфа, 2001. - с. 67-68.

81. Трофимов А.Ю. Эмпирическая зависимость для определения коэффициента осевой теплопроводности / Материалы 51 научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. Уфа, 2001. - с. 84-85.

82. Трофимов А.Ю., Байков И.Р. Влияние осевого переноса теплоты на теп-лообменные процессы, протекающие в горячих нефтепроводах / Сб. науч. тр. «Научно-технические достижения газовой промышленности». Уфа: Изд-во УГНТУ. - 2001. - с. 73-78.

83. Трофимов А.Ю., Байков И.Р. Методики восстановления теплофизических характеристик неизотермических трубопроводов / Сб. науч. тр. «Научно-технические достижения газовой промышленности». Уфа: Изд-во УГНТУ.-2001.-с. 79-84.

84. Трубопроводный транспорт нефти и газа / Под ред. В.А. Юфина. М.:1. Недра, 1979.- 194 с.

85. Тугунов П.И. Нестационарные режимы перекачки нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1984. - 224 с.

86. Тугунов П.И. Неустановившиеся режимы работы «горячих» магистральных трубопроводов / ТНТО ВНИИОЭНГ. Сер. трансп. и хранение нефти и нефтепродуктов. 1971. - 112 с.

87. Тугунов П.И., Гаррис Н.А., Гималетдинов Г.М. Влияние сезонного изменения влажности на работу «горячего» магистрального трубопровода / РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. 1981.-№10.-с. 3-5.

88. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф. Транспортирование вязких нефтей и нефтепродуктов по трубопроводам. М.: Недра, 1973. - 88 с.

89. Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Абузова Ф.Ф. Транспорт и хранение нефти и газа. М.: Недра, 1975. - 248 с.

90. Ушаков С.С., Борисенко Т.М. Экономика транспорта топлива и энергии. -М.: Энергия, 1980.- 191 с.

91. Цикерман Л.Я. Долгосрочный прогноз опасности грунтовой коррозии металлов. М.: Недра, 1966. - 175 с.

92. Черняев К.В. Разработка системы предупреждения отказов и продления срока службы магистральных нефтепроводов России.: Дис. докт. техн. наук.: 05.15.13 / УНИ,- Уфа, 1998,- 348 с.

93. Чудновский. А.Ф. Теплофизика почв. М.: Изд-во АН СССР, 1976.-352 с.

94. Ширгазина Р.З., Тугунов П.И., Каримов З.Ф. Определение температуры нефтепродукта в трубе при остывании в условиях зависимости температуры внешней среды и коэффициента теплообмена от времени / Изв. вузов. Сер. нефть и газ. 1978. - №3. - с. 67-70.

95. Ясинский Г.С. Эффективность транспорта мазутов по трубопроводам / НТС ЦНИИТЭнефтегаз «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». 1964. - №8.-с. 11-24.

96. Ястребов А.П. Инженерные коммуникации на вечномерзлых грунтах.176

97. М.: Стройиздат, 1972. 175 с.

98. Davenport Т.С., Conti V.J. Heat transfer problems encountered in the handling of waxy grude oils in large pipelines // J. of the institute of petroleum, Vol. 57, № 555, 1971.-p. 147-164.

99. Grady Т.О., Hisey D. Pressure calculation for corroded pipe developed // Oil & Gas J. 1993. Vol. 91, № 42. p. 84-89.

100. Hagasi N., Tnouge K. Transient heat transfer through a thin circular pipe due to unsteady flow in the pipe. // J. of heat transfer, Vol. 87, Series C, № 4, 1965. p. 101-110.

101. Hangs F.E. More insulated, heated oil pipelines are prospect // Oil & Gas J. - 1966. Vol. 64, № 40. p. 117-122.

102. Johnson J.J. Multi-product pipelines for heated fuel oils // J. of the institute of petroleum, 1966, Vol. 52, № 516. p. 360-381.

103. Мак D.R.B. Behavior of line pipe with long external corrosion // Material Performance. 1990. - 29. - №5.

104. The Alaska pipeline: design and construction protect the environment. -Cons tract and End. Man., 1974, Vol. 71, № 8, p. 21-23.