Модели и алгоритмы для организации автоматизированного управления режимами работы магистральных нефтепроводов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Иванов Вадим Андреевич

• Иванов Вадим Андреевич
• кандидат наук
• 2026

Оглавление диссертации кандидат наук Иванов Вадим Андреевич

ВВЕДЕНИЕ

1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

1.1 Описание технологических процессов магистральных нефтепроводов

1.2 Проблемы оптимального планирования и управления режимами работы магистральных нефтепроводов

1.3 Проблемы многокритериальной оптимизации режимов работы нефтепроводных систем

1.4 Обзор методов оптимизации: классические подходы и применение эволюционных алгоритмов

1.5 Анализ существующих программных комплексов для моделирования и оптимизации режимов нефтепроводов

1.6 Выводы по главе

2 РАЗРАБОТКА МОДЕЛЕЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УЧАСТКОВ НЕФТЕПРОВОДНОЙ СЕТИ

2.1 Структурная организация моделей и система допущений

2.2 Математическая модель насосного оборудования

2.3 Математическая модель гидравлических процессов в магистральных нефтепроводах

2.4 Разработка модели технологического участка

2.5 Разработка модели группы смежных технологических участков

2.6 Исследование моделей технологических участков нефтепроводной сети

2.7 Выводы по главе

3 РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМОВ ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УЧАСТКОВ НЕФТЕПРОВОДНОЙ СЕТИ

3.1 Постановка задачи оптимизации режимов работы технологических

участков по частным критериям

3.2 Алгоритм решения задачи оптимизации режимов работы технологических участков по частным критериям

3.3 Постановка задачи мнокритериальной оптимизации режимов работы технологических участков

3.4 Алгоритм решения задачи мнокритериальной оптимизации режимов работы технологических участков

3.5 Методика многокритериальной оптимизации режимов работы нефтепроводной сети

3.6 Выводы по главе

4 РАЗРАБОТКА ПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА АВТОМАТИЗИРОВАННОГО РАСЧЕТА И ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

4.1 Этапы разработки и архитектура программного комплекса расчета и выбора оптимальных режимов работы магистрального нефтепровода

4.2 Оценка эффективности программно-алгоритмических средств оптимизации режимов работы технологического участка магистрального нефтепровода

4.3 Оценка эффективности программно-алгоритмических средств оптимизации режимов работы группы технологических участков магистрального нефтепровода

4.4 Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А. СВИДЕТЕЛЬСТВА О РЕГИСТРАЦИИ ПРОГРАММ ЭВМ

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. АКТЫ ВНЕДРЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ В. КОЭФФИЦИЕНТЫ АППРОКСИМАЦИИ ПАСПОРТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Модели и алгоритмы для организации автоматизированного управления режимами работы магистральных нефтепроводов»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. Нефтегазовые доходы формируют не менее трети бюджета Российской Федерации, причем более 80 % из них приходится на экспорт нефти и нефтепродуктов. По системе магистральных нефтепроводов (МН) ПАО «Транснефть» ежегодно транспортируется более 440 млн тонн нефти (свыше 85 % всей добычи в РФ). Таким образом, эффективность трубопроводного транспорта нефти напрямую определяет экономическую устойчивость и энергетическую безопасность страны. В рамках Энергетической стратегии РФ на период до 2050 года и государственных программ «Экономическое развитие и инновационная экономика» и «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности» в качестве приоритетных задач заявлены энергосбережение, цифровая трансформация и интеллектуализация систем управления транспортировкой углеводородов. Однако конкретные пути, содержание мероприятий и способы оценки промежуточных результатов в этих документах не изложены, что вынуждает предприятия самостоятельно разрабатывать планы выполнения этих программ.

Особая сложность возникает при эксплуатации МН в режимах, отличающихся от проектных (вследствие договорных обязательств, конъюнктуры рынка и т.п.). При этом требуется учитывать не только энергоэффективность, но и другие технологические критерии: гидравлическую стабильность (баланс масс в узловых точках), минимизацию износа оборудования, соблюдение допустимых давлений и расходов. Следовательно, разработка новых моделей и алгоритмов при организации автоматизированного управления режимами МН является актуальной научно -технической задачей.

Таким образом, организация автоматизированного управления режимами работы МН по существу сводится к выбору эффективной конфигурации насосного оборудования для каждого рассматриваемого

участка, позволяющей выполнить план поставок по всей системе МН. При этом должно обеспечиваться оптимальное функционирование системы по выбранным критериям эффективности: удельным энергозатратам и коэффициенту полезного действия (КПД) насосного оборудования, а также (при необходимости) по дополнительным критериям, отражающим гидравлическую стабильность и ресурс оборудования. Традиционные методы управления, основанные на опыте диспетчерского персонала и статических картах режимов, не позволяют в полной мере реализовать потенциал энергосбережения и обеспечить оптимальную загрузку оборудования в реальном времени, особенно для группы смежных технологических участков, гидравлически связанных через резервуарные парки. Следовательно, разработка новых математических моделей, алгоритмов многокритериальной оптимизации и программных комплексов поддержки принятия решений для организации автоматизированного управления режимами работы МН является актуальной научно-технической задачей, имеющей важное значение для повышения энергоэффективности, экономической устойчивости и технологической независимости трубопроводного транспорта Российской Федерации.

Степень разработки темы исследования. Значительный вклад в развитие теории и практики энергоэффективного управления режимами МН внесли такие ученые, как В.И. Черникин, В.С. Яблонский, И.А. Чарный, В.Е. Губин, Ю.М. Гусев, Р.Р. Гафаров, М.О. Мызников, Р.М. Богданов, А.М. Нечваль. и др. Несмотря на обширный научный задел, анализ литературы показывает, что отсутствуют единые критерии оценки эффективности работы как отдельного, так и групп технологических участков МН. Большинство существующих целевых функций ориентированы на минимизацию энергозатрат, но не учитывают в комплексе такие важные аспекты, как гидравлическая стабильность системы в узловых точках и ресурс насосного оборудования.

В последние годы, в связи с ростом вычислительных мощностей,

получили развитие подходы к оптимизации режимов технических систем на основе генетических алгоритмов (ГА), позволяющих эффективно решать многокритериальные задачи с дискретными переменными. Существенный вклад в развитие теоретических основ ГА внесли отечественные ученые: Д.И. Батищев, Е.А. Неймарк, А.В. Лотов, А.И. Рябиков, Е.С. Семенкин, А.Б. Долгий. Анализ существующих моделей и алгоритмов для автоматизированного управления режимами МН показывает, что они обладают рядом ограничений. Существующие подходы не учитывают или учитывают не в полной мере многокритериальность задачи управления, требующую одновременной минимизации удельных энергозатрат и максимизации загрузки оборудования и гидравлической стабильности системы (баланса масс в узловых точках). Большинство работ посвящено изолированной оптимизации отдельных участков, в то время как задача совместной оптимизации группы смежных технологических участков, гидравлически связанных через резервуарный парк, остается недостаточно изученной. Кроме того, недостаточное внимание уделяется интеграции имитационных гидравлических моделей и эволюционных алгоритмов в единую систему поддержки принятия решений для управления насосными агрегатами. В связи с этим разработка новых моделей и алгоритмов, позволяющих осуществлять многокритериальную оптимизацию режимов работы группы смежных участков МН, является актуальной и перспективной научно-технической задачей.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности работы нефтепроводного предприятия при транспортировке нефти и нефтепродуктов путем организации автоматизированного управления режимами работы МН на основе оптимизации выбора насосного оборудования. Для достижения указанной цели в работе поставлены и решены следующие задачи:

1. Провести анализ проблем организации автоматизированного управления режимами работы магистральных нефтепроводов и методов

оптимизации выбора насосного оборудования.

2. Разработать математические модели гидравлических процессов нефтепроводной сети как для отдельных технологических участков, так и для группы смежных участков МН, учитывающие технологические ограничения и позволяющие рассчитывать показатели эффективности режимов работы.

3. Разработать алгоритм расчета и оптимизации режимов работы технологических участков нефтепроводной сети по частным критериям эффективности с использованием математического моделирования и оптимизации на базе генетического алгоритма.

4. Разработать методику и алгоритм многокритериальной оптимизации режимов работы нефтепроводной сети с учетом противоречивости предъявляемых требований на основе математического моделирования и Парето-оптимизации с использованием генетического алгоритма.

5. Создать программный комплекс, реализующий предложенные модели и алгоритмы для организации автоматизированного управления режимами работы магистральных нефтепроводов, и провести экспериментальные исследования, подтверждающие повышение эффективности работы нефтепроводной сети.

Научная новизна. В процессе исследований получены следующие новые научные результаты.

1. Разработаны математические модели участков нефтепроводной сети, основанные на гидравлических расчетах режимов работы трубопроводов и оборудования нефтеперекачивающих станций, отличительной особенностью которых является возможность модельных исследований работы группы смежных участков нефтепроводов с учетом технологических ограничений, а также определение показателей использования ресурсов оборудования и энергоэффективности.

2. Разработан алгоритм расчета и оптимизации режимов работы нефтепроводной сети по частным критериям эффективности, реализующий совместное использование математических моделей технологических

участков и генетического алгоритма оптимизации. Особенностью такого подхода является возможность автоматизировать процесс оптимизации режимов и реализовать обоснованный выбор оборудования с учетом технологических ограничений.

3. Разработаны методика и алгоритм многокритериальной оптимизации режимов группы смежных участков нефтепроводной сети на основе математического моделирования и Парето-оптимизации с использованием генетического алгоритма, отличительной особенностью которых является возможность определения режимов, обеспечивающих максимальную пропускную способность сети совместно с учетом противоречивости предъявляемых требований к использованию ресурсов оборудования и энергоэффективности.

Практическая значимость работы заключается в разработке:

- программы, реализующей алгоритмы многокритериальной оптимизации режимов работы группы смежных технологических участков нефтепроводной сети на основе генетического алгоритма с Парето-оптимизацией, позволяющие формировать оптимальные комбинации включения насосных агрегатов с учетом противоречивости критериев.

- программного комплекса, обеспечивающего проведение вычислительных экспериментов для оценки эффективности режимов работы нефтепроводной сети, а также позволяющего адаптировать разработанные средства к различным конфигурациям трубопроводных сетей и интегрировать их в существующие системы автоматизированного управления.

Внедрение результатов исследований. Результаты диссертационной работы внедрены в составе комплекса аналитических процедур отдела главного технолога АО «Транснефть - Западная Сибирь» в 2026 г.

Полученные аналитические и практические результаты исследований, посвящённых многокритериальной оптимизации эксплуатации систем МН, интегрированы в образовательный процесс ОмГТУ и используются в рамках дисциплин кафедры «Нефтегазовое дело, стандартизация и метрология»

(НГДСиМ) в 2026 г.

Объектом исследования выступает совокупность технологических объектов и взаимосвязей между ними, функционирующих в рамках организации автоматизированного управления режимами работы ТУ МН.

Предметом исследования являются модели и алгоритмы, предназначенные для анализа и оптимизации режимов работы участков МН.

Методология исследования базируется на основах системного анализа, методах математического моделирования; интеллектуальных технологиях, включающих в себя применение ГА при многокритериальной оптимизации.

Основные результаты, полученные автором и выносимые на защиту:

1. Математические модели технологических участков нефтепроводной сети, основанные на гидравлических расчетах режимов работы магистральных нефтепроводов, отличительной особенностью которых является возможность модельных исследований работы группы смежных участков нефтепроводов с учетом технологических ограничений, а также определение показателей использования ресурсов оборудования и энергоэффективности.

2. Алгоритм расчета и оптимизации режимов работы нефтепроводной сети по критериям удельного энергопотребления и КПД оборудования, реализующий совместное использование математических моделей технологических участков и генетического алгоритма оптимизации. Особенностью такого подхода является возможность автоматизировать процесс оптимизации режимов и реализовать обоснованный выбор оборудования с учетом технологических ограничений.

3. Методика и алгоритм многокритериальной оптимизации режимов работы на основе математического моделирования в совокупности с генетическим алгоритмом Парето-оптимизации. Отличительная особенность такого подхода заключается в возможности определения режимов, обеспечивающих максимальную пропускную способность сети при учёте

противоречивых требований к энергоэффективности и использованию ресурсов оборудования как отдельных технологических участков, так и групп смежных участков.

4. Программный комплекс для организации автоматизированного управления режимами работы нефтепроводной сети, отличающийся возможностью моделирования гидравлических процессов транспортировки нефти и оптимизации конфигураций насосного оборудования. Выработанные рекомендации на основе анализа результатов моделирования и оптимизации для произвольного количества участков дают возможность оперативному персоналу обоснованно формировать план транспортировки нефти и нефтепродуктов, осуществляя выбор из множества эффективных решений.

Основная идея работы заключается в том, что эффективность транспортировки нефти по нефтепроводным сетям можно обеспечить за счет организации автоматизированного управления режимами работы магистральных нефтепроводов путем выбора конфигураций насосного оборудования, обеспечивающих работу на оптимальных режимах как отдельных технологических участков, так и их групп.

Соответствие паспорту специальности. Полученные в диссертационной работе научные результаты соответствуют следующим пунктам области исследований паспорта специальности:

- п. 4 «Теоретические основы и методы моделирования, формализованного описания, оптимального проектирования и управления технологическими процессами и производствами»;

- п. 5 «Научные основы, алгоритмическое обеспечение и методы анализа и синтеза систем автоматизированного управления технологическими объектами».

Достоверность полученных результатов. Обоснованность и достоверность теоретических результатов, положений и выводов, полученных в диссертационной работе, базируются на использовании апробированных научных положений и методов исследования, корректном применении

математического аппарата, согласованности новых результатов с известными теоретическими положениями. Обоснованность и достоверность прикладных результатов диссертации подтверждается результатами апробации и внедрения предложенных методик и алгоритмов при проектировании программного комплекса по расчету и выбору оптимальных технологических режимов работы МН для обеспечения требуемого плана транспортировки.

Апробация результатов исследования. Основные положения и результаты диссертационной работы были представлены на следующих научных конференциях:

- Международная научно-техническая конференция «Транспорт и хранение углеводородного сырья - нефтегазовый терминал» (г. Тюмень, 2019);

- III, V Всероссийская научно-практическая конференция «Трубопроводный транспорт углеводородов» (г. Омск, 2019, 2022);

- XV, XVI, XVII, XVIII Научно-техническая конференция молодежи ПАО "Транснефть" (г. Омск, 2019, 2022, 2023, 2024);

- I, II, IV Международная научно-техническая конференция молодых учёных «Транспорт и хранение углеводородов» (г. Омск, 2020, 2021, 2023);

- XIV Всероссийская научно-практическая конференция студентов, аспирантов, работников образования и промышленности «Информационные технологии и автоматизация управления» (г. Омск, 2023);

- IV Международная научно-техническая конференция молодежи ПАО "Транснефть" и организаций-членов международной ассоциации транспортировщиков нефти (г. Москва, 2024);

- XVIII Международная научно-техническая конференция «Динамика систем, механизмов и машин» (г. Омск, 2024);

- 79-я Международная молодежная научная конференции «Нефть и газ -2025». (Москва, 2025);

- V Международная научно-техническая конференция молодежи ПАО "Транснефть" и организаций-членов международной ассоциации транспортировщиков нефти (г. Нижний Новгород, 2026);

- Х Международная научно-практическая конференция «Мехатроника, автоматика и робототехника» (г. Санкт-Петербург, 2026);

Публикации по теме исследования. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 19 научных работах, в том числе 5 -в журналах из Перечня рецензируемых научных изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций на соискание ученой степени кандидата наук, на соискание ученой степени доктора наук (Перечня ВАК РФ), 1 работа опубликована в издании, индексируемых в международной реферативной базе данных Scopus. Получено 3 свидетельства о государственной регистрации программ для ЭВМ в Федеральном государственном бюджетном учреждении «Федеральный институт промышленной собственности» (ФИПС).

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников (114 наименований) и трех приложений. Общий объем работы 161 страница, в том числе 131 страница основного текста, включая 33 рисунка и 16 таблиц.

Личный вклад автора. Решение задач диссертации, разработка алгоритмов поиска и выбора оптимальных режимов работы и их программная реализация, постановка задачи многокритериальной оптимизации и выбор критериев эффективности технологических участков, разработка имитационной модели нефтепроводной сети, теоретические и экспериментальные результаты, выносимые на защиту, принадлежат лично автору.

Автор выражает благодарность сотрудникам отдела главного технолога АО «Транснефть - Западная Сибирь» за ценные замечания при обсуждении работы и помощь по внедрению результатов работы в комплекс аналитических процедур предприятия. Автор признателен доценту кафедры «НГДСиМ» ОмГТУ, к.т.н. Мызникову М.О. за помощь в формировании основ диссертации. Автор благодарит научного руководителя, д.т.н., профессора Денисову Л.А. за помощь при проведении исследований и подготовке диссертационной работы.

1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО УПРАВЛЕНИЯ РЕЖИМАМИ РАБОТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

В первой главе рассматривается комплекс проблем для реализации системного подхода по повышению эффективности процессов транспортировки по МН. Приводятся существующие методы и алгоритмы, основанные на принципах энергоэффективности и рационального использования установленного наносного оборудования. Рассматриваются способы повышения эффективности процесса организации автоматизированного управления режимами работы МН.

1.1 Описание технологических процессов магистральных

нефтепроводов

Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов наиболее эффективно осуществляется с помощью системы МН, поскольку данный вид транспортировки углеводородов является наиболее дешевым из доступных на данный момент. Наиболее вероятно, спрос на поставку подобного рода энергоносителей еще многие десятилетия будет стабильно высоким в силу многих факторов, особенно в нашей стране. С другой стороны, система трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов обеспечивает энергетическую безопасность нашей страны и значительно разгружает прочие классические виды транспорта углеводородного сырья.

К преимуществам использования МН можно отнести: наименьшие потери нефти при достаточно больших расстояниях перекачки, проложенных по наиболее кратчайшему пути для конкретных условий прокладки трубопровода; максимально возможная автоматизация технологических процессов при транспортировке. С другой стороны, к недостаткам трубопроводного транспорта нефти относятся большая металлоёмкость,

достаточно крупные капитальные вложения в разработку и строительство, отсутствие гибкости трассы трубопровода во время эксплуатации (для подключения новых потребителей требуются большие капитальные затраты).

Доля нефтегазовых доходов в бюджете Российской Федерации составляет не менее трети от общего количества поступлений (согласно данным Министерства Финансов РФ за 2024 год). Более 80 % из них составляет экспорт нефти и нефтепродуктов. В рамках Энергетической стратегии РФ на период до 2050 года предполагается не только сохранение текущих экспортных мощностей, но и увеличение их совместно с ростом добычи углеводородов. По системе МН ПАО «Транснефть», согласно отчетам компании, транспортируется более 440 млн тонн нефти в год, что составляет более 85 % от всей добываемой нефти в РФ.

Среднее суммарное годовое потребление электроэнергии магистральными и подпорными агрегатами составляет порядка 14 млрд кВтч на сумму почти 42 млрд руб., что составляет 89 % потребления энергии ПАО «Транснефть» [77]. В организациях системы «Транснефть» в настоящее время эксплуатируются 2121 магистральных и подпорных насосных агрегатов [75]. Для приводов магистральных и подпорных агрегатов на НПС применяются синхронные двигатели напряжением 6(10) кВ, на которые приходится 79 % всей установленной мощности основных технологических агрегатов; остальные 21 % составляют асинхронные электродвигатели. Диапазон номинальных мощностей асинхронных двигателей для привода магистральных и подпорных насосных агрегатов от 132 кВт до 12 МВт, синхронных двигателей - от 630 кВт до 14,5 МВт [77].

Основные эксплуатационные затраты на транспортировку нефти приходятся на электроэнергию. Наибольший удельный вес в структуре энергопотребления занимают насосные агрегаты (НА), основной задачей которых является создание полезной гидравлической мощности для обеспечения требуемого расхода перекачки. По данным ПАО «Транснефть», даже 1 % перерасхода электроэнергии на сети нефтепроводов

протяженностью более 70 000 км приводит к дополнительным затратам порядка сотен миллионов рублей в год. При этом до 15-20 % потребляемой энергии теряется из-за неоптимальных режимов работы насосных станций [77]. В условиях функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности с дифференцированными ценами по зонам суток задача оптимизации режимов перекачки приобретает не только технологическую, но и экономическую составляющую: смещение нагрузки на ночные часы с более низкими тарифами дает значительную экономию, а несоблюдение плановых графиков потребления влечет штрафные санкции.

Проблема выбора оптимальных технологических режимов для обеспечения планов поставки, по существу, сводится к выбору насосного оборудования для эффективной работы системы «нефтеперекачивающая станция (НПС) - трубопровод» для обеспечения требуемого расхода перекачиваемой среды.

Основой гидравлического расчета при перекачке нефти, учитывая допущение о квазистационарности процесса, служит уравнение Бернулли для реальных жидкостей, которое включает в себя параметры начала и конца трубопровода и определяется по формуле

( 2\ Р н ^ + г н +

кр-8 28 у V

С 2 Л

Р к ^

+ 2 к +

р-8 2 8

И

, (1.1) где рН и рК - давление в начале и в конце трубопровода, Па;

2Н и 2К - высотные отметки начала и конца трубопровода, м;

И - потери напора на трение и в местных сопротивлениях между начальным и конечным сечением трубопровода, м;

и - средняя скорость потока жидкости в начале и конце трубопровода, м/с;

g - ускорение свободного падения, м/с2.

Данное уравнение представляет собой гидравлическое представление закона сохранения энергии. В формуле (1.1) из полной энергии первого

сечения, которая складывается из суммы геометрического, пьезометрического и скоростного напора, вычитают полную энергию второго сечения, а в правой части уравнения остается затраченная энергия на прохождение пути жидкости из начального в конечное сечение трубопровода. Согласно регламентирующим документам [70], скорость транспортировки нефти по МН составляет величину не более 10 м/с, поэтому скоростной напор составит не более 0,5 м, что пренебрежимо малая величина по сравнению с остальными. Таким образом, разностью этих слагаемых в обоих сечениях можно пренебречь.

Составляющая И из формулы (1.1) представляет собой сумму потерь полного напора жидкости при движении по трубопроводу на трение и на преодоление местных сопротивлений, которые определяются по формуле

к = ктр + км с , (1.2) где ктр - потери напора на трение, м,

км с - потери напора в местных сопротивлениях, м.

Потери в местных сопротивлениях связаны прежде всего с изменением геометрии коридора транспортировки жидкости, то есть элементами трубопровода, где меняется угол, диаметр и прочее. В таких сечениях происходит изменение скорости потока и отрыв жидкости от стенок. Прежде всего эти явления связаны с вязкостью перекачиваемой жидкости. Из многолетнего опыта эксплуатации [50-53], учитывая особенности конструкции МН, с достаточной точностью для технических расчетов можно принять потери в местных сопротивлениях равными 2 % от потерь на трение по длине МН. Таким образом, получим расчетную формулу для потерь полного напора

к = 1 ,0 2 ■ ктр, (1.3)

В свою очередь, потери на трение по длине определяются по формуле Дарси-Вейсбаха

к = Л-—, (1.4)

тр В

где X - коэффициент гидравлического сопротивления;

Ь, О - соответственно длина и диаметр трубопровода, м;

w - средняя скорость потока, м/с;

g - ускорение свободного падения, м/с2.

Коэффициент гидравлического сопротивления прямо пропорционально влияет на величину потерь полного напора на трение и определяется в зависимости от значения относительной шероховатости и числа Рейнольдса -критерального безразмерного числа, определяющего режим течения (зону трения).

Число Рейнольдса, которое характеризует соотношение сил инерции и вязкости в потоке и вычисляется по формуле

w ■ Б 4 ■ О

Яе =-=-,

у п-Б-V (1.5)

где V - коэффициент кинематической вязкости жидкости при расчетной температуре перекачки, м2/с,

Э - внутренний диаметр трубопровода, м.

Относительная эквивалентная шероховатость труб находится по формуле

£ = т> (1.6)

где кэ - эквивалентная шероховатость, м.

При значениях Re<2320 [87] течение жидкости происходит в ламинарном режиме, то есть слои жидкости при перемещении по длине трубопровода не смешиваются друг с другом и не происходит резкое изменение скорости и давления. Формула для нахождения значения коэффициента гидравлического сопротивления представлена в таблице 1.1.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Иванов Вадим Андреевич, 2026 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. A Genetic Algorithm for the Allocation of Buffer Storage Capacities in a Production Line with Unreliable Machines / A. Dolgui, A. Eremeev, A. Kolokolov, V. Sigaev. - DOI: 10.1023/A:1016560109076 // Journal of Mathematical Modelling and Algorithms. - 2002. - Vol. 1, no. 2. - P. 89-104.

2. An anomaly detection model for oil and gas pipelines using machine learning / S. S. Aljameel, D. M. Alomari, S. Alismail [et al.] // Computation. - 2022. - Vol. 10, no. 8. - P. 138.

3. Barreto, C. V. Optimization of Pump Energy Consumption in Oil Pipelines / C. V. Barreto, L. F. Gonz alves Pires, L. F. Alzuguir Azevedo // Materials of International Pipeline Conference (Calgary, Alberta, Canada, Oct. 4-8 2004). - New York : American Society of Mechanical Engineers, 2004. - Vol. 1-3. - P. 23-27.

4. Shalay, V. V. Energy and resource saving in hydrocarbons transportation / V. V. Shalay, M. O. Myznikov, M. I. Gildebrandt. - DOI: 10/1063/1/5051957 // AIP Conference Proceedings. - 2018. - Vol. 2007, no. 1. - P. 050013.

5. A novel oil pipeline leakage detection method based on the sparrow search algorithm and CNN / Q. Li, Y. Shi, R. Lin [et al.] // Measurement. - 2022. -Vol. 204. -P.112122.

6. Yang, Y. Operational optimization of hydrogen-blended natural gas pipeline networks based on the differential evolution algorithm / Y. Yang // AIP Advances. -2026. - Vol. 16, no. 2. - URL: https://pubs.aip.org/aip/adv/article/16/2/025011/3378780/Operational-optimization-of-hydrogen-blended (date accessed: 22.03.2026).

7. Paulini, R. M. Optimizing Energy in ORBEL II Oil Pipeline / R. M. Paulini, L. F. Gonzalves Pires // International Pipeline Conference (Calgary, Alberta, Canada, 2529 September 2006). - New York : American Society of Mechanical Engineers, 2006. -Vol. 3. - P. 821-832.

8. Revel-Muroz, P. Development of Energy Saving Technologies in Oil Pipeline Transportation / P. Revel-Muroz // The International Committee for the History of

Technology (ICOHTEC) : 42 Annual meeting, IEEE-HISTELCON : 4th meeting (Israel, 17-20 August 2015) / Cohn Institute for the History and Philosophy of Science and Ideas. - Tel Aviv, 2015. - P. 30.

9. Vejahati, F. A conceptual framework for predicting the effectiveness of a drag reducing agent in liquid pipelines / F. Vejahati // Pipeline Simulation Interest Group (Baltimore, Maryland, USA, 6-9 May 2014). - Baltimore, 2014. - Vol. 1418. - P. 1-5.

10. Time-frequency distribution map-based convolutional neural network (CNN) model for underwater pipeline leakage detection using acoustic signals / Y. Xie, Y. Xiao, X. Liu [et al.] // Sensors. - 2020. - Vol. 20, no. 18. - P. 5040.

11. К определению расхода электроэнергии на объектах магистральных нефтепроводов / А. М. Акбердин, В. И. Еронен, А. В. Сазонов, А. С. Рахимов // Нефтегазовое дело. - 2006. - Т. 4, № 1. - С. 133-141.

12. Ахмадуллин, К. Р. Методы расчета и регулирования режимов работы насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов / К. Р. Ахмадуллин // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 3. - С. 100-103.

13. Ахметов, P. M. Диспетчеризация и учет на нефтепроводах / P. M. Ахметов, Ю. В. Ливанов, A. B. Матвиенко. - Москва : Недра, 1976. - 351 с.

14. Бархатов, А. Ф. Разработка методов энергоэффективной эксплуатации магистральных нефтепроводов на основе оптимизации технологических режимов : специальность 25.00.19 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» (технические науки) : автореф. дис. ... канд. тех. наук / А. Ф. Бархатов ; Рос. гос. ун-т нефти и газа им. И. М. Губкина. - Москва, 2017. - 28 с.

15. Беккер, Л. М. Расчет оптимального режима работы нефтепровода, оборудованного частотно-регулируемым приводом / Л. М. Беккер, К. Ю. Штукатуров // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2013. - № 3 (11). - С. 27-33.

16. Бобровский, С. А. Оценка эффективности регулирования работы насосных станций трубопроводов / С. А. Бобровский // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1965. - № 6. - С. 19-22.

17. Богданов, Р. М. Диагностика потребления электроэнергии трубопроводном транспорте нефти / Р. М. Богданов // Нефтегазовое дело. - 2012. - № 3. - а 115-127.

18. Богданов, Р. М. Расчет норм потребления электроэнергии в трубопроводном транспорте нефти / Р. М. Богданов // Нефтегазовое дело. -2012. -№ 1. - С. 47-57.

19. Быков, К. В. Повышение эффективности эксплуатации магистральных нефтепроводов с регулированием частоты вращения насосных агрегатов : специальность 25.00.19 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» : дис. ... канд. тех. наук / К. В. Быков ; Нац. минерально-сырьевой унт «Горный». - Санкт-Петербург, 2014. -138 с.

20. Валеев, А. Р. Планирование грузопотоков по сети магистральных трубопроводов с учетом обеспечения заданного качества нефти по содержанию серы / А. Р. Валеев, Р. Р. Ташбулатов, Б. Н. Мастобаев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2023. - Т. 13, № 6. - С. 548-557.

21. Васильковский, В. В. Частотно-регулируемый электропривод насосных агрегатов в нефтепродуктопроводном транспорте / В. В. Васильковский // Нефтепереработка и нефтехимия. - 1989. - № 6. - С. 36-38.

22. Велиев, М. М. Некоторые задачи оптимизации распределения грузопотоков по сети магистральных нефтепроводов / М. М. Велиев // Азербайджанское нефтяное хозяйство. - 1999. - № 2. - С. 49-53.

23. Воробьев, В. А. Исследование методов повышения эффективности эксплуатации и прогнозирования нештатных ситуаций магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов : специальность 25.00.19 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» : дис. ... канд. техн. наук / В. А. Воробьев ; Ин-т проблем трансп. энергоресурсов. - Уфа, 2002. - 135 с.

24. Вязунов, Е. В. Определение оптимальных характеристик насосных агрегатов магистральных нефтепроводов / Е. В. Вязунов // Транспорт и хранение нефти и нефтеродуктов. - 1968. - № 5. - С. 10-13.

25. Вязунов, Е. В. Расчет оптимального режима перекачки по магистральному трубопроводу при регулировании давления методом дросселирования потока / E. B. Вязунов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1969. - № 12. - С. 7-9.

26. Гареев, М. М. Повышение эффективности магистральных нефтепроводов на основе использования агентов снижения гидравлического сопротивления и совершенствования системы учета нефти : специальность 25.00.19 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» : дис. ... д-ра техн. наук / М. М. Гареев ; Ин-т проблем трансп. энергоресурсов. - Уфа, 2006. - 348 с.

27. Гафаров, Р. Р. Автоматизированная система определения оптимального режима работы участка магистрального нефтепровода : специальность 05.13.06 «Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (по отраслям)» : автореф. дис. ... канд. техн. наук / Р. Р. Гафаров ; Уфим. гос. авиац.-техн. ун-т. - Уфа, 2009. - 19 с.

28. Гафаров, Р. Р. Двухуровневая система оптимизации работы нефтеперекачивающих станций на участке магистрального нефтепровода / Р. Р. Гафаров, О. Е. Данилин // Нефтегазовое дело. - 2008. - Т. 6, № 2. - С. 105-113.

29. Голунов, Н. Н. Выбор оптимального режима эксплуатации технологического участка нефтепровода с применением карт режимов работы / Н. Н. Голунов, М. В. Лурье // Территория Нефтегаз. - 2018. - № 12. - С. 76-80.

30. Гольянов, А. И. Выбор рационального режима работы магистрального нефтепровода при заданном плане перекачки нефти / А. И. Гольянов, А. М. Нечваль, А. В. Михайлов // Проблемы нефтегазового комплекса России. Секция «Транспорт и хранение нефти и газа» : тез. докл. Междунар. конф. / Уфим. гос. нефтяной техн. ун-т. - Уфа : Изд-во УГНТУ, 1998. - С. 28-29.

31. Гольянов, А. И. Обзор методов оценки энергоэффективности магистральных нефтепроводов / А. И. Гольянов, А. А. Гольянов, С. Е. Кутуков // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2017. - № 4 (110). - С. 156-170.

32. ГОСТ 31531-2012. Энергосбережение. Методы подтверждения соответствия показателей энергетической эффективности энергопотребляющей продукции их нормативным значениям : межгос. стандарт : изд. офиц. : утв. и введ. в действие Приказом Федер. агентства по техн. регулированию и метрологии от 23 нояб. 2012 г. № 1102-ст : дата введ. 2015-01-01 / подгот. Всерос. науч. -исслед. ин-т стандартизации и сертификации в машиностроении. - Москва : Стандартинформ, 2019. - 11 с.

33. ГОСТ Р 51858-2002. Нефть. Общие технические условия : гос. стандарт Российской Федерации : утв. и введ. в действие Постановлением Госстандарта России от 8 янв. 2002 г. № 2-ст : дата введ. 2002-07-01 / разраб. Ин-м проблем транспорта энергоресурсов, Всерос. науч.-исслед. ин-т по переработке нефти. -Москва : Стандартинформ, 2002. - 11 с.

34. ГОСТ Р ИСО 50001-2023. Системы энергетического менеджмента. Требования и руководство по применению : нац. стандарт Российской Федерации : утв. и введ. в действие Приказом Федер. агентства по техн. регулированию и метрологии от 16 февр. 2023 г. № 100-ст : дата введ. 2023-06-01 / разраб. Ассоц. энергосервис. компаний «РАЭСКО», Федер. гос. бюджет. учреждением «Рос. энергет. агентство» М-ва энергетики Российской Федерации. - Москва : Стандартинформ, 2012. - 60 с.

35. Гумеров, А. Г. Внедрение энергосберегающих технологий в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов / А. Г. Гумеров, К. А. Борисов, А. Ю. Козловский // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 3. - С. 85-88.

36. Экономия ресурсов на перекачку нефти в условиях недозагрузки магистральных нефтепроводов / А. Г. Гумеров, Н. В. Григорьева, Х. А. Азметов, З. Х. Павлова // Энергоэффективные технологии : материалы конгресса (Уфа, 2023 мая 2003 г.). - Уфа : Изд-во Ин-та проблем транспорта энергоресурсов Республики Башкортостан, 2003. - С. 57-59.

37. Гусев, Ю. М. Оптимизация работы участка магистрального нефтепровода на основе генетического алгоритма / Ю. М. Гусев, Р. Р. Гафаров, О. Е. Данилин //

Вестник Уфимского государственного авиационного технического университета. - 2008. - Т. 11, № 1. - С. 43-52.

38. Денисова, Л. А. Проектирование систем управления на основе многокритериальной оптимизации с использованием генетических алгоритмов / Л. А. Денисова, В. А. Мещеряков // Автоматизация в промышленности. - 2015. -№ 10. - С. 18-24.

39. Денисова, Л. А. Системы регулирования объектов теплоэнергетики: разработка и многокритериальная оптимизация с использованием генетических алгоритмов / Л. А. Денисова, В. А. Мещеряков // Автоматизация в промышленности. - 2017. - № 9. - С. 23-30.

40. Долгий, А. Б. Анализ задачи многокритериальной оптимизации емкости бункеров в производственной линии / А. Б. Долгий, А. В. Еремеев, В. С. Сигаев // Автоматика и телемеханика. - 2017. - № 7. - С. 125-140.

41. Евлахов, С. К. Методические предпосылки исследования задач оптимального управления потоками в сети магистральных нефтепроводов / С. К. Евлахов // Нефть, газ и бизнес. - 2007. - № 1-2. - С. 28-30.

42. Евлахов, С. К. Методические предпосылки исследования задач оптимального управления потоками в сети магистральных нефтепроводов / С. К. Евлахов // Нефть, газ и бизнес. - 2007. - № 1-2. - С. 28-30.

43. Зайцев, Л. А. Регулирование режимов магистральных нефтепроводов / Л. А. Зайцев, Г. С. Ясинский. - Москва : Недра, 1980. - 188 с.

44. Иванов, В. А. Исследование и выбор оптимальных режимов работы группы технологических участков нефтепроводной сети с использованием генетического алгоритма / В. А. Иванов, Л. А. Денисова, Л. В. Щапова // Автоматизация в промышленности. - 2026. - № 3. - С. 47-53.

45. Иванов, В. А. Моделирование гидравлической схемы работы магистрального нефтепровода / В. А. Иванов, Л. В. Щапова // Информационные технологии и автоматизация управления : материалы XIV Всерос. науч.-практ. конф. студентов, аспирантов, работников образования и промышленности (Омск,

26-27 мая 2023 г.) / отв. редактор А. В. Никонов ; Ом. гос. техн. ун-т. - Омск : Изд-во ОмГТУ, 2023. - С. 96-98.

46. Иванов, В. А. Модельные исследования и выбор оптимальных режимов работы технологического участка магистрального нефтепровода / В. А. Иванов, Л. А. Денисова. - DOI: 10.25728/avtprom.2024.03.01 // Автоматизация в промышленности. - 2024. - № 3. - С. 3-8.

47. Иванов, В. А. Определение комплексных критериев эффективности эксплуатации магистральных нефтепроводов / В. А. Иванов // Нефть и газ - 2025 : тез. докл. 79 Междунар. молодеж. науч. конф. (Москва, 21-25 апр. 2025 г.) / Рос. гос. ун-т нефти и газа (нац. исслед. ун-т) им. И. М. Губкина. - Москва : Изд-во РГУ нефти и газа (НИУ) им. И. М. Губкина, 2025. - С. 846-847.

48. Иванов, В. А. Прогнозирование и расчет характеристик переходных процессов при планировании работы магистрального нефтепровода / В. А. Иванов // Транспорт и хранение углеводородов : материалы I Междунар. науч.-техн. конф. для молодых ученых (Омск, 7 сент. 2020 г.) / Ом. гос. техн. ун-т. - Омск : Изд-во ОмГТУ, 2020. - С. 61-63.

49. Иванов, В. А. Распознавание образов технологических событий в магистральном нефтепроводе методом рекуррентных нейронных сетей для поддержки принятия решений / В. А. Иванов, Л. В. Щапова // Транспорт и хранение углеводородов : тез. докл. IV Междунар. науч.-техн. конф. молодых ученых (Омск, 21 апр. 2023 г.) / Ом. гос. техн. ун-т. - Омск : Изд-во ОмГТУ, 2023. - С. 24-26.

50. Иванов, В. А. Расчет энергозатрат при переходных режимах работы магистральных нефтепроводов / В. А. Иванов // Трубопроводный транспорт углеводородов : материалы V Всерос. науч.-практ. конф. (Омск, 28 окт. 2022 г.) / Ом. гос. техн. ун-т. - Омск : Изд-во ОмГТУ, 2022. - С. 13-18.

51. Иванов, В. А. Расчет энергопотребления насосных агрегатов при переходных процессах в магистральных нефтепроводах / В. А. Иванов, М. О. Мызников // Трубопроводный транспорт углеводородов : материалы III Всерос.

науч.-практ. конф. (Омск, 30 окт. 2019 г.) / Ом. гос. техн. ун-т. - Омск : Изд-во ОмГТУ, 2019. - С. 58-62.

52. Иванов, В. А. Расчет энергопотребления при переходных режимах магистрального нефтепровода / В. А. Иванов, М. О. Мызников // Нефтегазовый терминал : сб. науч. тр. Междунар. науч.-техн. конф. им. Н. А. Малюшина (Тюмень, 15 марта 2019 г.) / под ред. М. А. Александрова ; Тюм. индустр. ун-т. -Тюмень : Изд-во ТюмИУ, 2019. - Вып. 16. - С. 129-132.

53. Иванов, В. А. Энергопотребление при переходных процессах в магистральных нефтепроводах / В. А. Иванов, М. О. Мызников // Транспорт и хранение углеводородов : тез. докл. II Междунар. науч.-техн. конф. молодых ученых (Омск, 7 апр. 2021 г.) / отв. ред. Ю. А. Краус ; Ом. гос. техн. ун -т. - Омск : Изд-во ОмГТУ, 2021. - С. 47-49.

54. Каримов, Р. М. Повышение энергоэффективности перекачки за счет перераспределения грузопотоков и оптимального смешения реологически сложных нефтей / Р. М. Каримов, Р. Р. Ташбулатов, Б. Н. Мастобаев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2017. - № 3. - С. 13-18.

55. Катанов, Р. Ш. Повышение энергоэффективности магистрального транспорта нефти методами имитационного моделирования : специальность 25.00.19 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» : дис. ... канд. техн. наук / Р. Ш. Катанов ; Ин-т проблем транспорт. энергоресурсов. - Уфа, 2010. - 156 с.

56. Кутуков, С. Е. Разработка методов функциональной диагностики технологических режимов эксплуатации магистральных нефтепроводов : специальность 25.00.19 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» : дис. ... д-ра техн. наук / С. Е. Кутуков ; Уфим. гос. нефтяной техн. унт. - Уфа, 2003. - 391 с.

57. Кутуков, С. Е. Технологический и экологический мониторинг систем магистрального транспорта и промыслового сбора нефти. Практика и перспективы совершенствования (на примере АК «Транснефть») / С. Е. Кутуков // Безопасность жизнедеятельности. - 2004. - № S8. - С. 1-16.

58. Кутуков, С. Е. Мониторинг энергопотребления магистральных нефтепроводов / С. Е. Кутуков, Р. Н. Бахтизин // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2003. - № 62. - С. 199-209.

59. Кутуков, С. Е. Перспективы индивидуального мониторинга насосных агрегатов в системе магистрального транспорта нефти / С. Е. Кутуков, А. Я. Титов // Нефтегазовое дело. - 2001. - № 2. - С. 15.

60. Кутуков, С. Е. Влияние вязкости нефти на энергоэффективность перекачки по магистральным нефтепроводам / С. Е. Кутуков, Я. М. Фридлянд, А. А. Шматков // Трубопроводный транспорт - 2017 : тез. докл. XII Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. (Уфа, 24-25 мая 2017 г.) / Уфимский гос. нефтяной техн. ун-т.

- Уфа : Изд-во УГНТУ, 2017. - С. 425-429.

61. Кутуков, С. Е. Приложение генетических алгоритмов в управлении технологическими режимами нефтепродуктопроводов / С. Е. Кутуков // Нефтегазовое дело. - 2003. - № 1. - С. 6.

62. Лурье, М. В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа / М. В. Лурье ; Российский гос. ун-т нефти и газа (нац. исслед. ун-т) им. И. М. - Москва : Изд-во РГУ нефти и газа (НИУ) им. И. М. Губкина, 2012. - 456 с. - ISBN 978-5-91961-060-1.

63. Кононова, М. И. Алгоритм методики определения эффективности эксплуатации магистральных нефтепроводов рациональным использованием существующего насосного оборудования перекачивающих станций / М. И. Кононова // Известия Тульского государственного университета. Сер. Технические науки. - 2020. - № 5. - С. 495-498.

64. Михайлов, А. В. Эффективность применения различных типов насосных агрегатов в условиях снижения производительности магистральных нефтепроводов : специальность 05.15.13 : дис. ... канд. тех. наук / А. В. Михайлов.

- Уфа, 1999. - 197 с.

65. Михайлов, Д. А. О распределении напора насосных перекачивающих станций, оборудованными насосными агрегатами с частотно-регулируемым

приводом / Д. А. Михайлов, А. И. Гольянов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2011. - № 1. - С. 6-8.

66. Мызников, М. О. Эффективность работы магистральных насосов в условиях неполной загрузки нефтепроводов / М. О. Мызников, М. И. Гильдебрандт // Трубопроводный транспорт-2018 : тез. докл. XIII Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. (Уфа, 23-24 мая 2018 г.) / Уфим. гос. нефтяной техн. унт. - Уфа : Изд-во УГНТУ, 2018 - С. 351-353.

67. Мызников, М. О. Сравнительный анализ удельных показателей транспортировки нефти на технологических участках / М. О. Мызников, Е. В. Исакова, А. С. Куликов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2013. - № 4 (12). - С. 36-41.

68. Мызников, М. О. Оптимизация режимов и энергоресурсосбережение при транспортировке углеводородов / М. О. Мызников // Деловой журнал Neftegaz.RU. - 2017. - № 12 (72). - С. 52-57.

69. Нечваль, А. М. Основные задачи при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов : учеб. пособие / А. М. Нечваль ; Уфим. гос. нефт. техн. ун-т. - Уфа : Изд-во УГНТУ, 2005. - 81 с. — ISBN 5-7831-0671-2.

70. ОР-23.040.00-КТН-0536-24. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Работа магистрального трубопровода. Порядок планирования и контроля. - Москва, 2024.

71. Повышение эффективности работы трубопровода при последовательной перекачке нефти и нефтепродуктов / В. В. Павлов, Г. Н. Матвеев, Л. М. Беккер, К. Ю. Штукатуров // Наука и технология трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2015. - № 2 (18). - С. 26-35.

72. Планирование цикличности нагружения в переходных режимах работы магистрального трубопровода / А. А. Сергаев, М. Н. Фазлыев, С. Н. Масликов [и др.]. - DOI: 10.28999/2541-9595-2025-15-6-488-498 // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2025. - Т. 15, № 6. - С. 488-498.

73. Применение неоднородных клеточных генетических алгоритмов для параметрического синтеза гибких производственных систем / А. И. Сергеев, М. А. Корнипаев, С. Ю. Шамаев, А. Н. Попов. - DOI: 10.25728/avtprom.2022.11.10 // Автоматизация в промышленности. - 2022. - № 11. - С. 54-57.

74. РД 153-39.4-113-01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов : утв. и введ. в действие Приказом Минэнерго России от 24 апр. 2002 г. № 129 : дата введ. 2002-07-01 / разраб. ОАО «Гипротрубопровод». - Москва, 2001. - 10 с.

75. Оценка гидравлической эффективности нефтепроводов по данным мониторинга технологических режимов эксплуатации / П. А. Ревель-Муроз, Я. М. Фридлянд, С. Е. Кутуков, А. И. Гольянов. - DOI: 10.28999/2541-9595-2019-9-1-819 // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. -2019. - Т. 9, № 1. - С. 8-19.

76. Ревель-Муроз, П. А. Методика оценки энергоэффективности объектов действующих магистральных нефтепроводов / П. А. Ревель- Муроз // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2017. - Т. 7, № 6. - С. 12-16.

77. Ревель-Муроз, П. А. Разработка методов повышения энергоэффективности нефтепроводного транспорта с внедрением комплекса энергосберегающих технологий : специальность 25.00.19 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» : автореф. дис. ... канд. техн. наук / П. А. Ревель-Муроз ; Уфим. гос. нефтяной техн. ун-т. - Уфа, 2018. -24 с.

78. Решение дискретных задач с помощью эволюционно-генетических алгоритмов : учеб. пособие / Д. И. Батищев, В. Е. Костюков, Е. А. Неймарк, Н. В. Старостин ; Нац. исслед. Нижегородский гос. ун-т им. Н. И. Лобачевского. -Нижний Новгород : Изд-во ННГУ им. Н. И. Лобачевского, 2011. - 199 с. - ISBN 978-5-91326-119-9.

79. Об основных факторах эффективности применения на магистральных нефтепроводах насосного агрегата с регулируемым электроприводом / Е. В.

Русов, В. Г. Володин, Г. Ш. Кудояров, В. Г. Голощапов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1978. - № 10. - С. 23-26.

80. Самоленков, С. В. Обоснование энергосберегающих режимов работы нефтеперекачивающих центробежных насосов с регулируемым приводом : специальность 25.00.19 «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» : дис. ... канд. техн. наук / С. В. Самоленков ; Нац. минерально-сырьевой ун-т «Горный». - Санкт-Петербург, 2014. - 145 с.

81. Самоленков, С. В. Об алгоритме оптимального управления работой нефтеперекачивающих станций / С. В. Самоленков, О. В. Кабанов // «Рассохинские чтения» : материалы межрегион. семинара (Ухта, 3-4 февр. 2011 г.) / Ухтинский гос. техн. ун-т. - Ухта : Изд-во УГТУ, 2011. - С. 287-291.

82. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2023610159 Российская Федерация. Программа для расчёта параметров работы технологического участка магистрального нефтепровода : № 2022685329 : заявл.

20.12.2022 : опубл. (зарег.) 09.01.2023 / В. А. Иванов ; заявитель Ом. гос. техн. унт. - 1 с.

83. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2023685338 Российская Федерация. Программа для расчета и выбора оптимальных технологических режимов работы технологического участка магистрального нефтепровода : № 2023684980 : заявл. 22.11.2023 : опубл. (зарег.)

27.11.2023 / В. А. Иванов ; заявитель Ом. гос. техн. ун-т. - 1 с.

84. Сердюков, К. Е. Исследование возможностей генетического алгоритма для извлечения релевантных прецедентов в системах поддержки принятия решений / К. Е. Сердюков, Т. В. Авдеенко, Е. С. Макарова // Информационные технологии и нанотехнологии (ИТНТ-2017) : сб. тр. III Междунар. конф. и молодеж. школы (Самара, 25-27 апр. 2017 г.) / Самарский нац. исслед. ун-т им. акад. С. П. Королева. - Самара : Предприятие «Новая техника», 2017. - С. 18721878.

85. Сигаев, В. С. Распределение бункерных накопителей в производственных линиях с использованием эволюционного моделирования : специальность

05.13.18 «Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ» : дис. ... канд. техн. наук / В. С. Сигаев ; Ом. гос. техн. ун-т. - Омск, 2019. - 123 с.

86. Узловая реологическая задача смешения нефтей для оптимального распределения грузопотоков в разветвленной сети нефтепроводов / Р. Р. Ташбулатов, Р. М. Каримов, А. Р. Валеев, Б. Н. Мастобаев. - DOI: 10.28999/25419595-2018-8-5-532-539 // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2018. - Т. 8, № 5. - С. 532-539.

87. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов : учеб. пособие для вузов / П. И. Тугунов, В. Ф. Новоселов, А. А. Коршак, А. М. Шаммазов. - 3-е изд., испр. - Уфа : ДизайнПолиграфСервис, 2008. - 658 с. - ISBN 978-5-94423-155-0.

88. Туманский, А. П. Оптимизация режимов перекачки по магистральным трубопроводам с перекачивающими станциями, оборудованными частотно-регулируемым приводом / А. П. Туманский // Транспорт и хранение нефтепродуктов. - 2005. - № 8. - С. 11-14.

89. Чадеев, В. М. Разработка формальной математической модели для описания дискретного производства, инвариантной к видам технологических операций / В. М. Чадеев, Н. И. Аристова // Вестник МГТУ «Станкин». - 2017. - № 3 (42). - С. 99-104.

90. Черникин, В. А. О совершенствовании методов определения эффективности применения противотурбулентных присадок на магистральных нефтепродуктопроводах / В. А. Черникин, Н. С. Челинцев // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2011. - № 1. - С. 58-61.

91. Шабанов, В. А. Целевые функции и критерии оптимизации перекачки нефти по нефтепроводам при частотном регулировании электроприводе магистральных насосов / В. А. Шабанов, О. В. Бондаренко // Нефтегазовое дело. -2012. - № 4. - С. 10-17.

92. Шабанов, В. А. Оценка эффективности частотного регулирования магистральных насосов по эквивалентному коэффициенту полезного действия / В.

А. Шабанов, О. В. Кабаргина, З. Х. Павлова // Нефтегазовое дело. - 2011. - № 6. -С. 24-29.

93. Шабанов, В. А. Алгоритмы оптимизации частотно-регулируемых электроприводов магистральных насосов методом покоординатного спуска / В. А. Шабанов, З. Х. Павлова // Нефтегазовое дело. - 2012. - № 4. - С. 4-9.

94. Шабанов, В. А. О влиянии частотно-регулируемого электропривода магистральных насосов на цикличность нагружения трубопровода / В. А. Шабанов, З. Х. Павлова, А. Р. Калимгулов // Нефтегазовое дело. - 2012. - № 5. -С. 23-30.

95. Шабанов, В. А. Оценка эффективности частотного регулирования магистральных насосов по эквивалентному коэффициенту полезного действия / В. А. Шабанов, О. В. Кабаргина, З. Х. Павлова // Нефтегазовое дело. - 2011. - № 6. -С. 24-29.

96. Шабанов, В. А. Приближенная оценка снижения цикличности нагружения трубопровода при использовании частотно-регулируемого электропривода магистральных насосов / В. А. Шабанов, Э. Ф. Хакимов // Нефтегазовое дело. - 2015. - № 6. - С. 253-276.

97. Эффективность использования безтрансформаторных многоуровневых преобразователей частоты в электроприводе магистральных насосов / В. А. Шабанов, В. Ю. Алексеев, А. Р. Калимгулов [и др.] // Нефтегазовое дело. - 2015. -№ 5. - С. 493-515.

98. Шалай, В. В. Определение эффективности эксплуатации существующего насосного оборудования нефтеперекачивающих станций / В. В. Шалай, М. О Мызников, М. И. Кононова. - DOI: 10.32935/1815-2600-2020-129-4-46-50 // Технологии нефти и газа. - 2020. - № 4 (129). - С. 46-50.

99. Шалай, В. В. Планирование эффективной работы нефтепроводного предприятия / В. В. Шалай, М. О Мызников, М. И. Кононова // Деловой журнал Neftegaz.RU. - 2019. - № 12 (96). - С. 78-82.

100. Шалай, В. В. Обеспечение экономичной эксплуатации магистрального трубопровода / В. В. Шалай, М. О. Мызников, М. И. Кононова // Трубопроводный

транспорт - 2019 : тез. докл. XIV Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. (Уфа, 23-24 мая 2019 г.) / Уфим. гос. нефтяной техн. ун-т. - Уфа : Изд-во УГНТУ, 2019. - С. 380-381.

101. Шалай, В. В. Направления оптимизации и критерии эффективности транспорта углеводородов / В. В. Шалай, М. О Мызников, М. И. Гильдебрандт // Трубопроводный транспорт углеводородов : материалы II Всерос. науч.-практ. конф. (Омск, 30 окт. 2018 г.) / Ом. гос. техн. ун-т. - Омск : Изд-во ОмГТУ, 2018. -С. 73-77.

102. Шалай, В. В. Пути повышения эффективности эксплуатации нефтепроводов / В. В. Шалай, М. О. Мызников, М. И. Кононова // Нефтегазовый терминал - 2019 : сб. науч. тр. Междунар. науч.-техн. конф. им. профессора Н. А. Малюшина (Тюмень, 15 марта 2019 г.) / под общ. ред. М. А. Александрова ; Тюм. индустр. ун-т. - Тюмень : Изд-воТюмИУ, 2019. - Вып. 16. - С. 315-319.

103. Шалай, В. В. Экономия энергии и ресурсов при транспортировке углеводородов / В. В. Шалай, М. О. Мызников, М. И. Гильдебрандт // Техника и технология нефтехимического и нефтегазового производства : материалы 8 Междунар. науч.-техн. конф. (Омск, 26 февр. - 2 марта 2018 г.) / Ом. гос. техн. унт. - Омск : Изд-во ОмГТУ, 2018. - С. 206-207.

104. Шилин, Ю. И. К постановке задачи об оптимальном управлении магистральным нефтепроводом, работающем в режиме «из насоса в насос» / Ю. И. Шилин, П. А. Мороз // Нефтяное хозяйство. - 1966. - № 1. - С. 63-66.

105. Щербань, А. И. К вопросу разработки технологии транспорта нефтепродуктов на основе регулирования частоты вращения перекачивающих насосных агрегатов / А. И. Щербань, К. А. Борисов, Э. М. Ахияртдинов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2007. - № 6. -С. 7-10.

106. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности : учеб. / под. ред. В. Ф. Дунаева ; Рос. гос. ун-т нефти и газа им. И. М. Губкина. - Москва : ООО «ЦентрЛитНефтеГаз», 2004. - 380 с. - ISBN 5-902665-03-5.

107. Иванов, В. А. Методы искусственного интеллекта для обнаружения утечек на магистральных нефтепроводах / В. А. Иванов, Л. В. Щапова // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2025. - № 3-4. - С. 39-42.

108. Avdeenko, T. V. Formulation and research of new fitness function in the genetic algorithm for maximum code coverage / T. V. Avdeenko, K. E. Serdyukov, Z. B. Tsydenov // Procedia Computer Science : 14, Moscow, 14-16 декабря 2020 года. -Moscow, 2021. - P. 713-720. - DOI 10.1016/j.procs.2021.04.194.

109. Avdeenko, T. Genetic Algorithm Fitness Function Formulation for Test Data Generation with Maximum Statement Coverage / T. Avdeenko, K. Serdyukov // Lecture Notes in Computer Science. - 2021. - Vol. 12689 LNCS. - P. 379-389. - DOI 10.1007/978-3-030-78743-1_34.

110. Avdeenko, T. Automated test data generation based on a genetic algorithm with maximum code coverage and population diversity / T. Avdeenko, K. Serdyukov // Applied Sciences (Switzerland). - 2021. - Vol. 11, No. 10. - DOI 10.3390/app11104673.

111. Тырышкин, С. Ю. Улучшенный квантовый генетический алгоритм с кутритным представлением в задачах функциональной оптимизации / С. Ю. Тырышкин // Современная наука: актуальные проблемы теории и практики. Серия: Естественные и технические науки. - 2025. - № 7. - С. 177-181. - DOI 10.37882/2223-2966.2025.07.33.

112. Тырышкин, С. Ю. Оптимизация стратегии управления технологическими процессами в условиях неопределенности / С. Ю. Тырышкин // Современная наука: актуальные проблемы теории и практики. Серия: Естественные и технические науки. - 2025. - № 5-1. - С. 171-176. - DOI 10.37882/22232966.2025.05.35.

113. Стационарные и нестационарные термогидравлические процессы жидкости в трубопроводе при ламинарном течении / А. Э. Сидорова, В. С. Гительман, С. С. Головченко [и др.] // Известия Томского политехнического

университета. Инжиниринг георесурсов. - 2026. - Т. 337, № 1. - С. 152-162. - Б01 10.18799/24131830/2026/1/5475.

114. Чижевская, Е. Л. Интеллектуальный предиктивный мониторинг нештатных ситуаций при управлении объектами транспорта и хранения углеводородов / Е. Л. Чижевская, Ю. Д. Земенков, М. Ю. Земенкова // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2026. - № 1(151). -С. 38-46.

ПРИЛОЖЕНИЕ А. СВИДЕТЕЛЬСТВА О РЕГИСТРАЦИИ ПРОГРАММ ЭВМ

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. АКТЫ ВНЕДРЕНИЯ

УТВЕРЖДАЮ

АК1 ьмвдкьмии результатов научно-исследовательской работы

тьного директора

цная Сибирь» Алёшин 2026 г.

Настоящим актом подтверждается, что результаты диссертационной работы на соискание ученой степени кандидата технических наук, выполненной Ивановым Вадимом Андреевичем, внедрены в АО «Транснефть - Западная Сибирь».

Вид внедренных результатов: имитационная модель технологических процессов в магистральном нефтепроводе.

Характеристика внедрения: в составе комплекса аналитических процедур отдела главного технолога АО «Транснефть - Западная Сибирь»

Форма внедрения: алгоритмы поиска и выбора эффективных режимов_работы

технологического участка/группы технологических участков магистрального нефтепровода Новизна результатов научно-исследовательской работы: качественно новые Опытно-промышленная проверка: подтверждена результатами экспертизы Внедрены в работу: отдел главного технолога

Удельная экономическая эффективность внедренных результатов: не указана Объем внедрения: не определен

Социальный и научно-технический эффект: усовершенствован инструментарий средств экспресс-анализа показателей эффективности работы магистральных нефтепроводов

Начальник отдела главного технолога

Начальник технического отдела

Д.С. Снигерев

«УТВЕРЖДАЮ» Проректор по образовательной тельности «Омского

арственного технического

га»

H.A. Прокудина 2026 г.

использования в учебном процессе Штёриалов диссертационной работы старшего преподавателя кафедры «Нефтегазовое дело, стандартизация и

метрология» Омского государственного технического университета Иванова Вадима Андреевича

Результаты, полученные в кандидатской диссертации старшего преподавателя В.А. Иванова:

- разработанные модель и алгоритм поиска и выбора оптимальных режимов технологического участка магистрального нефтепровода с использованием многокритериальной оптимизации при помощи генетических алгоритмов;

- разработанные модель и алгоритм поиска и выбора оптимальных режимов группы технологических участков магистральных нефтепроводов, отличительной особенностью которых являются оптимизация параметров режимов перекачки с привлечением генетического алгоритма, который в зависимости от объемов транспортируемой нефти позволяет определить оптимальные производительности участков трубопровода, обеспечивающие синхронную передачу максимального объема продукта при минимальных издержках;

- разработанный программный комплекс для поддержки принятия решений к поиску и выбору оптимальных режимов работы нефтепроводной сети на базе Парето-оптимизации с использованием генетических алгоритмов; используются в лекционных курсах дисциплины «Мониторинг и диагностика оборудования трубопроводного транспорта», раздел «Основы надежности сложных систем»; на практических занятиях дисциплины «Эксплуатация механо-технологического оборудования в нефтегазовом производстве», раздел «Нефтеперекачивающие станции магистральных нефтепроводов»; дисциплины «Диспетчерско-технологическое управление и товарно-транспортные работы», раздел «Управление режимами работы магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов и газопроводов»; а также в научно-исследовательской работе студентов по направлениям 21.03.01 «Нефтегазовое дело», 21.04.01 «Нефтегазовое дело».

Заведующий кафедрой «Нефтегазовое дело, стандартизация и метрология», д.т.н., профессор

В.В. Шалай

ПРИЛОЖЕНИЕ В. КОЭФФИЦИЕНТЫ АППРОКСИМАЦИИ ПАСПОРТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ

Таблица В.1 - Коэффициенты аппроксимации напорной характеристики НА

№ Тип НА Тип ротора а1 а2 а3 а4

Перечень НА ТУ1

1 НМ-2500-230 0,50 -1-10-8 6 -10-6 -1,25 -10-2 2,50 -102

2 НМ-2500-230 0,50 -1-10-8 6 -10-6 -1,85 -10-2 2,40 -102

3 НМ-2500-230 0,50 -1-10-8 6 -10-6 -1,75 -10-2 2,60 -102

4 НМ-2500-230 0,50 -1-10-8 6 -10-6 -2,00 -10-2 2,45 -102

5 НМ-2500-230 1,00 -6 10-19 -5 -10-6 -4,50 -10-3 2,90 -102

6 НМ-2500-230 0,50 -1-10-8 6 -10-6 -1,85 -10-2 2,40 -102

7 НМ-2500-230 0,50 -1-10-8 6 -10-6 -1,85 -10-2 2,60 -102

8 НМ-2500-230 1,00 -6 10-19 -5 -10-6 -4,50 -10-3 2,70 -102

9 НМ-2500-230 0,50 -1-10-8 6 -10-6 -1,82 -10-2 2,55 -102

10 НМ-2500-230 0,50 -1-10-8 6 -10-6 -1,82 -10-2 2,45 -102

11 НМ-2500-230 0,50 -5 -10-9 -9 -10-6 -7,30 -10-3 2,24 -102

12 НМ-2500-230 0,50 -5 -10-9 -9 -10-6 -7,30 -10-3 2,34 -102

13 НМ-2500-230 0,50 -1-10-8 2 -10-5 -3,22 -10-2 2,60 -102

14 НМ-2500-230 0,50 -1-10-8 2 -10-5 -3,22 -10-2 2,50 -102

15 НМ-2500-230 0,50 -1-10-8 6 -10-6 -1,85 -10-2 2,30 -102

16 НМ-2500-230 0,50 -1-10-8 6 -10-6 -1,85 -10-2 2,40 -102

17 НМ-2500-230 0,50 -1-10-8 2 -10-5 -2,89 -10-2 2,61-102

18 НМ-2500-230 0,50 -1-10-8 2 -10-5 -2,89 -10-2 2,51-102

19 НМ-2500-230 0,50 -1-10-8 2 -10-5 -1,99 -10-2 2,48 -102

20 НМ-2500-230 0,50 -1-10-8 2 -10-5 -1,99 -10-2 2,38 -102

№ Тип НА Тип ротора а1 а2 а3 а4

Перечень НА ТУ2

1 НМ-10000-210 0,50 -5,59 -10-11 -2,19 • 10-9 6,49 - 10-6 300,42

2 НМ-10000-210 0,85 -1,83 -10-10 1,21- 10-6 -0,25 -10-2 274,59

3 НМ-10000-210 0,70 -4,78 -10-10 4,94 - 10-6 -2,88 -10-2 340,95

4 НМ-10000-210 0,70 -4,78 -10-10 4,94 - 10-6 -2,88 -10-2 340,95

5 НМ-10000-210 0,70 -5,59 -10-10 5,65 - 10-6 -3,04 -10-2 344,37

6 НМ-10000-210 0,70 -4,70 -10-10 4,85 - 10-6 -2,82 -10-2 334,08

7 НМ-10000-210 0,85 -5,96 -10-11 7,92 - 10-7 -1,38 -10-2 317,33

8 НМ-10000-210 0,85 -5,96 -10-11 7,92 - 10-7 -1,38 -10-2 317,33

9 НМ-10000-210 0,70 -1,94 -10-10 9,40 - 10-7 -0,50 -10-2 267,80

10 НМ-10000-210 0,70 -1,94 -10-10 9,40 - 10-7 -0,50 -10-2 267,80

11 НМ-10000-210 0,70 -1,94 -10-10 9,40 - 10-7 -0,50 -10-2 267,80

12 НМ-10000-210 0,70 -3,95 -10-10 4,21- 10-6 -2,71-10-2 327,16

13 НМ-10000-210 0,70 -2,19 -10-10 2,58 - 10-6 -2,43 -10-2 339,99

14 НМ-10000-210 0,70 -2,19 -10-10 2,58 - 10-6 -2,43 -10-2 339,99

15 НМ-10000-210 0,70 -2,19 -10-10 2,58 - 10-6 -2,43 -10-2 339,99

16 НМ-10000-210 0,85 -1,83 -10-10 1,21- 10-6 -0,25 -10-2 274,59

Перечень НА ТУ3

1 НМ-10000-210 0,70 -4,75 -10-10 3,85 - 10-6 -2,01-10-2 324,32

2 НМ-10000-210-2.1 1,00 -1,46 -10-10 2,05 - 10-6 -1,97 -10-2 359,98

3 НМ-10000-210 0,70 -4,75 -10-10 3,85 - 10-6 -2,01-10-2 324,32

4 НМ-10000-210-2.1 1,00 -6,66 -10-11 -5,24 - 10-9 -0,31-10-2 268,51

№ Тип НА Тип ротора а1 а2 а3 а4

5 НМ-7000-210 1,00 -6,17 -10-11 -7,56 • 10-7 -0,52 -10-2 3 1 5 , 9 7

6 НМ-7000-210 1,00 -1,39 -10-11 -1,14 • 10-6 -0,32 -10-2 283,64

7 НМ-7000-210 1,00 2,58 -10-11 -1,43 -10-6 -0,49 -10-2 349,88

8 НМ-7000-210 1,00 -6,17 -10-11 -7,56 • 10-7 -0,52 -10-2 3 1 5 , 9 7

9 НМ-10000-210 1,00 -1,75 -10-1° 1,73 • 10 -6 -0,99 -10-2 320,42

10 НМ-10000-210 0,70 -1,96 -10-10 6,18 • 10-7 -1,12 -10-2 334,41

11 НМ-10000-210 0,70 -2,02 -10-10 6,94 • 10-7 -1,14 -10-2 334,02

12 НМ-10000-210 1,00 -1,75 -10-10 1,73 • 10 -6 -0,99 -10-2 320,42

13 НМ-7000-210 1,25 -3,14 -10-10 2,18 • 10-6 -1,18 -10-2 303,74

14 НМ-7000-210 1,00 -2,84 -10-10 1,80 • 10-6 -1,07 -10-2 303,29

15 НМ-7000-210 1,25 3,65 -10-11 -1,32 • 10-6 -0,50 -10-2 334,63

16 НМ-7000-210 1,25 3,65 -10-11 -1,32 • 10-6 -0,50 -10-2 334,63

17 НМ-7000-210 1,00 -3,27 -10-10 2,39 • 10-6 -1,19 -10-2 296,39

18 НМ-7000-210 1,00 -3,58 -10-10 2,77 • 10-6 -1,30 -10-2 296,74

19 НМ-7000-210 1,25 -2,16 -10-10 1,49 • 10 -6 -1,06 -10-2 305, 1 9

20 НМ-7000-210 1,25 -2,0М0-10 1,39 • 10-6 -0,99 -10-2 284,03

21 НМ-7000-210 0,7 -1,52 -10-10 9,10 • 10-8 -0,68 -10-2 240,69

22 НМ-7000-210 1,00 -6,39 -10-11 -9,80 • 10-7 -0,51-10-2 3 1 9 , 0 5

23 НМ-7000-210 0,7 -1,60 -10-10 2,03 • 10-6 -0,72 -10-2 240,82

24 НМ-7000-210 1,00 -5,89 -10-11 -1,04 • 10-6 -0,46 -10-2 3 1 2 , 2 0

Таблица В.2 - Коэффициенты аппроксимации мощностной характеристики НА

№ Тип НА Тип ротора Ь1 Ь2 Ь3 Ь4

Перечень НА ТУ1

1 НМ-2500-230 0,50 -9 -10-8 0,0002 0,3757 406,58

2 НМ-2500-230 0,50 -9 -10-8 0,0002 0,3757 406,58

3 НМ-2500-230 0,50 -9 -10-8 0,0002 0,3757 406,58

4 НМ-2500-230 0,50 -9 -10-8 0,0002 0,3757 406,58

5 НМ-2500-230 1,00 -9 -10-8 0,0002 0,3757 406,58

6 НМ-2500-230 0,50 -6 -10-8 0,0003 0,0855 789,10

7 НМ-2500-230 0,50 -9 -10-8 0,0002 0,3739 386,79

8 НМ-2500-230 1,00 -1-10-7 0,0004 0,0110 656,29

9 НМ-2500-230 0,50 -6 -10-8 0,0003 0,0855 789,10

10 НМ-2500-230 0,50 -9 -10-8 0,0002 0,3739 386,79

11 НМ-2500-230 0,50 -7 -10-8 0,0002 0,0037 638,17

12 НМ-2500-230 0,50 -7 -10-8 0,0002 0,0037 638,17

13 НМ-2500-230 0,50 -9 -10-8 0,0002 0,3739 386,79

14 НМ-2500-230 0,50 -9 -10-8 0,0002 0,3757 406,58

15 НМ-2500-230 0,50 -9 -10-8 0,0002 0,3682 398,49

16 НМ-2500-230 0,50 -2 -10-8 -3 -10-7 0,4746 368,44

17 НМ-2500-230 0,50 -4 -10-8 5 -10-5 0,3724 426,11

18 НМ-2500-230 0,50 -1-10-7 0,0002 0,3908 423,12

19 НМ-2500-230 0,50 -1-10-7 0,0002 0,3908 423,12

20 НМ-2500-230 0,50 -8 -10-8 0,0003 0,0040 691,06

Перечень НА ТУ2

1 НМ-10000-210 0,50 -8,82 - 10-9 12,40 -10-5 -0,0359 2983,20

2 НМ-10000-210 0,85 -6,25 - 10-9 7,62 -10-5 0,1000 3022,35

3 НМ-10000-210 0,70 -9,74 - 10-9 9,18 -10-5 0,0880 2623,02

4 НМ-10000-210 0,70 -9,75 - 10-9 9,19 -10-5 0,0876 2623,11

№ Тип НА Тип ротора Ь1 Ь2 Ь3 Ь4

5 НМ-10000-210 0,70 -9,98 • 10-9 9,53 -10-5 0,0741 2601,52

6 НМ-10000-210 0,70 -9,54 • 10-9 8,96 -10-5 0,0936 2621,04

7 НМ-10000-210 0,85 -2,43 • 10-9 4.06 -10-5 -0,0048 3996,72

8 НМ-10000-210 0,85 -2,43 • 10-9 4,06 -10-5 -0.0048 3996,72

9 НМ-10000-210 0,70 -5,87 • 10-9 5,98 -10-5 0,1356 2590,80

10 НМ-10000-210 0,70 -5,87 • 10-9 5,98 -10-5 0,1356 2590,80

11 НМ-10000-210 0,70 -6,98 • 10-9 7,02 -10-5 0,1123 2597,26

12 НМ-10000-210 0,70 -7,69 • 10-9 7,58 -10-5 0,0975 2472,82

13 НМ-10000-210 0,70 -5,40 • 10-9 5,29 -10-5 0,1646 2586,29

14 НМ-10000-210 0,70 -5,44 • 10-9 5,29 -10-5 0,1646 2586,29

15 НМ-10000-210 0,70 -5,44 • 10-9 5,29 -10-5 0,1646 2586,29

16 НМ-10000-210 0,85 1,44 • 10 -9 -7,07 -10-6 0,1534 3900,43

Перечень НА ТУ3

1 НМ-10000-210 0,70 -8,98 • 10-9 7,62 • 10-5 0,1575 2554,88

2 НМ-10000-210-2.1 1,00 -2,52 -10-12 -3,70 • 10-5 0,8169 1900,00

3 НМ-10000-210 0,70 -9,02 • 10-9 7,69 • 10-5 0,1554 2555,79

4 НМ-10000-210-2.1 1,00 -2,15 • 10-9 -8,97 • 10-6 0,6354 1369,88

5 НМ-7000-210 1,00 -7,76 • 10-9 9,03 • 10-5 0,0277 2420,27

6 НМ-7000-210 1,00 -7,03 • 10-9 8,22 • 10-5 0,0223 2185,45

7 НМ-7000-210 1,00 -1,18 • 10-9 7,88 • 10-6 0,1829 3864,87

8 НМ-7000-210 1,00 -7,76 • 10-9 9,03 • 10-5 0,0277 2420,27

9 НМ-10000-210 1,00 -9,38 • 10-9 12,97 • 10-5 -0,0544 2993,76

10 НМ-10000-210 0,70 -8,95 • 10-9 9,19 • 10-5 -0,0271 3123,38

11 НМ-10000-210 0,70 -8,95 • 10-9 9,19 • 10-5 -0,0271 3123,38

12 НМ-10000-210 1,00 -9,26 • 10-9 13,01- 10-5 -0,0604 2998,23

№ Тип НА Тип ротора Ь1 Ь2 Ь3 Ь4

13 НМ-7000-210 1,25 -8,61- 10-9 7,51- 10-5 0,2210 2305,94

14 НМ-7000-210 1,00 -8,59 - 10-9 7,66 - 10-5 0,2146 2308,74

15 НМ-7000-210 1,25 -6,20 - 10-9 8,89 - 10-5 -0,1247 3854,34

16 НМ-7000-210 1,25 -6,16 - 10-9 9,07 - 10-5 -0,1349 3860,64

17 НМ-7000-210 1,00 -4,68 - 10-9 4,72 - 10-5 0,1781 2310,10

18 НМ-7000-210 1,00 -4,53 - 10-9 4,81- 10-5 0,1629 2351,54

19 НМ-7000-210 1,25 -5,76 - 10-9 6,13 - 10-5 0,1481 2391,49

20 НМ-7000-210 1,25 -5,39 - 10-9 5,75 - 10-5 0,1381 2238,95

21 НМ-7000-210 0,7 -1,11- 10-8 11,86 - 10 -5 -0,1218 1842,54

22 НМ-7000-210 1,00 -8,14 - 10-9 9,01- 10-5 0,0491 2435,41

23 НМ-7000-210 0,7 -1,08 - 10-8 11,52 - 10 -5 -0,1183 1797,41

24 НМ-7000-210 1,00 -8,93 - 10-9 9,83 - 10-5 0,0217 2348,95

Таблица В.3 - Коэффициенты аппроксимации КПД характеристики НА

№ Тип НА Тип ротора С1 С2 С3 С4

Перечень НА ТУ1

1 НМ-2500-230 0,50 4 -10-9 -4 -10-5 0,0965 3,9377

2 НМ-2500-230 0,50 4 -10-9 -4 -10-5 0,0965 3,9377

3 НМ-2500-230 0,50 4 -10-9 -4 -10-5 0,0965 3,9377

4 НМ-2500-230 0,50 4 -10-9 -4 -10-5 0,0965 3,9377

5 НМ-2500-230 1,00 4 -10-9 -4 -10-5 0,0965 3,9377

6 НМ-2500-230 0,50 6 -10-9 -4 -10-5 0,0886 0,4543

7 НМ-2500-230 0,50 4 -10-9 -4 -10-5 0,1006 3,9530

8 НМ-2500-230 1,00 1-10-9 -3 -10-5 0,0864 1,1001

9 НМ-2500-230 0,50 6 -10-9 -4 -10-5 0,0886 0,4543

№ Тип НА Тип ротора С1 С2 С3 С4

10 НМ-2500-230 0,50 4 -10-9 -4 -10-5 0,0986 3,8743

11 НМ-2500-230 0,50 4 -10-10 -3 -10-5 0,0928 0,3376

12 НМ-2500-230 0,50 1-10-9 -3 -10-5 0,0945 -0,0758

13 НМ-2500-230 0,50 4 -10-9 -4 -10-5 0,0986 3,8743

14 НМ-2500-230 0,50 8 -10-9 -5 -10-5 0,1008 3,3793

15 НМ-2500-230 0,50 8 -10-9 -5 -10-5 0,1029 3,4479

16 НМ-2500-230 0,50 3 -10-9 -4 -10-5 0,1028 3,615

17 НМ-2500-230 0,50 1-10-9 -4 -10-5 0,0991 3,029

18 НМ-2500-230 0,50 2 -10-9 -3 -10-5 0,0894 4,3053

19 НМ-2500-230 0,50 2 -10-9 -3 -10-5 0,0894 4,3053

20 НМ-2500-230 0,50 -2 -10-9 -2 -10-5 0,0821 0,4022

Перечень НА ТУ2

1 НМ-10000-210 0,50 1,46 -10-10 -3,22 - 10 -6 0,026778 -0,1497

2 НМ-10000-210 0,85 -3,32 -10-12 -1,07 - 10-6 0,018723 1,8038

3 НМ-10000-210 0,70 7,62 -10-11 -2.67 - 10-6 0,026128 1,4473

4 НМ-10000-210 0,70 7,62 -10-11 -2,67 - 10-6 0,026128 1,4473

5 НМ-10000-210 0,70 3,56 -10-11 -2,34 - 10-6 0,025834 1,6931

6 НМ-10000-210 0,70 7.22 -10-11 -2,59 - 10-6 0,025552 1,4481

7 НМ-10000-210 0,85 2,33 -10-11 -1,26 - 10-6 0,018594 0,4428

8 НМ-10000-210 0,85 2,33 -10-11 -1,26 - 10-6 0,018594 0,4428

9 НМ-10000-210 0,70 5,05 -10-11 -2,11- 10-6 0,023293 0,5090

10 НМ-10000-210 0,70 5,05 -10-11 -2,11- 10-6 0.023293 0,5090

11 НМ-10000-210 0,70 8,39 -10-11 -2,47 - 10 -6 0,024212 0,2116

12 НМ-10000-210 0,70 8,38 -10-11 -2,84 - 10-6 0,026923 1,3250

13 НМ-10000-210 0,70 1,36 -10-10 -3,32 - 10-6 0,027864 0,9373

№ Тип НА Тип ротора С1 С2 С3 С4

14 НМ-10000-210 0,70 1,36 -10-10 -3,32 - 10-6 0,027864 0,9373

15 НМ-10000-210 0,70 1,36 -10-10 -3,32 - 10-6 0,027864 0,9373

16 НМ-10000-210 0,85 -9,40 -10-11 1,47 - 10 -7 0,015001 0,3142

Перечень НА ТУ3

1 НМ-10000-210 0,70 -1,65 -10-10 1,15 - 10-7 0,018165 4,6308

2 НМ-10000-210-2.1 1,00 1,40 -10-10 -3,18 - 10-6 0,025791 2,9965

3 НМ-10000-210 0,70 -1,65 -10-10 1,09 - 10 -7 0,018181 4,6252

4 НМ-10000-210-2.1 1,00 1,67 -10-10 -3,61- 10-6 0,027865 2,5028

5 НМ-7000-210 1,00 1,50 -10-10 -3,98 - 10-6 0,032362 -0,2090

6 НМ-7000-210 1,00 1,80 -10-10 -4,32 - 10-6 0,033203 -0,1349

7 НМ-7000-210 1,00 1,84 -10-11 -1,49 - 10-6 0,02119 -0,3426

8 НМ-7000-210 1,00 1,53 -10-10 -4,02 - 10 -6 0,032465 0,0349

9 НМ-10000-210 1,00 1,27 -10-10 -3,06 - 10 -6 0,026394 0,4965

10 НМ-10000-210 0,70 7,77 -10-12 -1,80 - 10-6 0,023913 1,1538

11 НМ-10000-210 0,70 7,77 -10-12 -1,80 - 10-6 0,023913 1,1538

12 НМ-10000-210 1,00 1,27 -10-10 -3,08 - 10-6 0,026495 0,4335

13 НМ-7000-210 1,25 2,1110-11 -1,94 - 10-6 0,023359 3,3427

14 НМ-7000-210 1,00 2,07 -10-11 -1,96 - 10-6 0,023461 3,2797

15 НМ-7000-210 1,25 9,69 -10-11 -2,59 - 10-6 0,024582 -0,9230

16 НМ-7000-210 1,25 9,65 -10-11 -2,61- 10 -6 0,024684 -0,9860

17 НМ-7000-210 1,00 -3,96 -10-11 -1,54 - 10-6 0,024402 1,6643

18 НМ-7000-210 1,00 -2,25 -10-11 -1,77 - 10-6 0,025116 1,3497

19 НМ-7000-210 1,25 6,00 -10-11 -2,56 - 10-6 0,026932 1,1678

20 НМ-7000-210 1,25 6,06 -10-11 -2,57 - 10-6 0,026913 0,9720

21 НМ-7000-210 0,7 2,52 -10-10 -5,28 - 10-6 0,03601 -0,1513

№ Тип НА Тип ротора С1 С2 С3 С4

22 НМ-7000-210 1,00 1,95 -10-10 -4,52 - 10-6 0,033292 -0,1060

23 НМ-7000-210 0,7 2,50 -10-10 -5,33 - 10-6 0,03679 -0,3977

24 НМ-7000-210 1,00 2.10 -10-10 -4,72 - 10 -6 0,034102 -0,1414