Безопасность в техносфере, № 3(42), 2013

№ 3 (42)/2013 
май–июнь

НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ И ИНФОРМАЦИОННЫЙ ЖУРНАЛ
SCIENTIFIC, METHODICAL AND INFORMATION MAGAZINE

В номере 
In this issue

Контроль и мониторинг
Control and monitoring

В.А. Котляревский 
V.A. Kotlyarevsky 
Прогнозирование состояния подземных магистральных  
трубопроводов в районах вечной мерзлоты  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .3
Condition Forecasting of Underground Main Pipelines in Permafrost Regions

М.Ю. Андрианова, Е.А. Бондаренко, А.Н. Чусов
M.Ju. Andrianova, E.A. Bondarenko, A.N. Chusov
Флуориметрический контроль содержания органических примесей  
в водной фракции нефтесодержащих отходов  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 10
Fluorimetric Control of Organic Impurities in Water Fraction of Oily Waste

Безопасность труда
oCCupational safety

Т.Т. Каверзнева, О.В. Смирнова 
T.T. Kaverzneva, O.V. Smirnova
Влияние износа строительного оборудования и ручного  
инструмента на условия труда рабочих  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 14
Wear-out Effect of Construction Equipment and Hand Tools on Workers’ Labor 
Conditions

Энерго- и ресурсосБережение

energy and resourCe saving

М.А. Жидков, В.А. Девисилов, Д.А. Жидков, А.П. Гусев, А.П. Рябов 
M.A. Zhidkov, V.A. Devisilov, D.A. Zhidkov, A.P. Gusev, A.P. Ryabov
Трехпоточные вихревые трубы — экологически значимая альтернатива 
сжиганию попутного нефтяного газа на факелах  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 19
Three-flow Vortex Tubes — Ecologically Significant Alternative to Burning  
of Oil-associated Gas on Torches

ЭКологичесКая Безопасность

eCologiCal safety

С.А. Медведева, С.С. Тимофеева 
S.A. Medvedeva, S S. Timofeeva
Биотехнологии для повышения экологической безопасности 
целлюлозно-бумажной промышленности (современное состояние)   .  .  .  . 28 
Biotechnologies for Improvement of Environmental Safety related to Pulp  
and Paper Industry (actual status)

С.М. Аполлонский, П.В. Коровченко 
C.M. Apollonsky, P.V. Korovchenko
Электромагнитные поля в урбанизированном пространстве 
с металлической крышей   .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 35
Electromagnetic Fields in Urbanized Space with Metal Roof

Н.П. Коптев, Ю.В. Сметанников, В.А. Зайцев, Е.А. Лукашов 
N.P. Koptev, Yu.V. Smetannikov, V.A. Zaitsev, E.A. Lukashov
Математическая модель прогноза экологической безопасности 
источников воды  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 41
Mathematical Forecasting Model of Water Sources’ Ecological Safety

Свидетельство Роскомнадзора

ПИ № ФС77-44004
Издается с 2006 года

Учредитель:
Коллектив редакции журнала

Издается: 
при поддержке МГТУ им. Н.Э. Баумана, УМО 
вузов по университетскому политехническому 
образованию и НМС по безопасности 
жизнедеятельности Минобрнауки России

Главный редактор 
Владимир Девисилов

Издатель:
ООО «Научно-издательский центр ИНФРА-М»

Отдел предпечатной подготовки 
Белла Руссо
Выпускающий редактор 
Татьяна Головнева 
Тел. (495) 363-42-70 (доб. 501)

Отдел подписки 
Маргарита Назарова 
Тел.: (495) 380-05-40 (доб. 249) 
e-mail: podpiska@infra-m.ru

Присланные рукописи не возвращаются.

Точка зрения редакции может не совпадать  
с мнением авторов публикуемых материалов.

Редакция оставляет за собой право самостоятельно  
подбирать к авторским материалам иллюстрации, менять 
заголовки, сокращать тексты и вносить в рукописи необходимую стилистическую правку без согласования с авторами. 
Поступившие в редакцию материалы будут свидетельствовать о согласии авторов принять требования редакции.

Перепечатка материалов допускается  
с письменного разрешения редакции.

При цитировании ссылка на журнал «Безопасность 
в техносфере» обязательна.

Письма и материалы для публикации  
высылать по адресу:  
127282, Россия, Москва, ул. Полярная,  
д. 31в, стр. 1, журнал «БвТ»  
Тел.: (495) 380-05-40 (доб. 501), 363-42-70 (доб. 501) 
Факс: (495) 363-92-12 
e-mail: magbvt@list.ru, mag12@infra-m.ru,  
bvt@magbvt.ru 
Сайт журнала: http://www.magbvt.ru

© ООО «Научно-издательский центр ИНФРА-М», 
2013

Формат 60×84/8.  
Бумага офсетная № 1. 
Тираж 1200 экз.

Подписные индексы:  
в каталоге агентства «Роспечать» —  
18316, объединенном каталоге 
«Пресса России» — 11237

DOI 10 .12737/issn .1998-071X

промышленная Безопасность

industrial safety

А.М. Гонопольский, В.Е. Мурашов, А.В. Федорова 
A.M. Gonopolsky, V.E. Murashov, A.V. Fedorova
Управление надежностью оборудования на предприятиях  
по обращению с отходами  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 46
Equipment Reliability Management at Waste Treatment Enterprises

методы и средства оБеспечения Безопасности

methods and means of safety

В.К. Новиков, А.К. Новиков, С.В. Новиков 
V.K. Novikov, A.K. Novikov, S.V. Novikov
Технология утилизации аварийных сосудов с жидким хлором  .  .  .  .  .  .  . 53
Recycling Technology of Abnormal Vessels with Liquid Chlorine

М.Е. Пантюкова 
M.E. Pantykova
Исследование влияния салициловой и парааминобензойной  
кислот на биологическую очистку сточных вод производства 
органического синтеза  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 57
Studying the Effect of Salicylic and Paraaminobenzoyny Acids  
on Biological Sewage Treatment of Organic Synthesis Production

нормативное и правовое регулирование

regulatory support

Б.Н. Рахманов, В.Т. Кибовский 
B.N. Rachmanov, V.T. Kibovsky
Нормативное и правовое регулирование безопасного применения 
лазерной техники  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  . 60
Legal and Regulatory Regime of Laser Technology Safe Application

ЭКономиКа Безопасности

safety eConomy

В.Д. Катин, В.Ю. Косыгин 
V. D. Katin, V.Yu. Kosygin
Технико-экономическая оценка методов защиты от шума  
(на примере шума горелочных устройств нефтезаводских печей)  .  .  .  . 70
Technical and Economic Assessment of Protection Methods against Noise  
(as exemplified by the Noise of Refinery Furnaces’ Burner Units)

оБразование

eduCation

Ю.В. Трофименко, Н.А. Евстигнеева, В.А. Девисилов, 
Y.V. Trofimenko, N.A. Evstigneeva, V.A. Devisilov
Методические вопросы построения многоуровневой системы 
подготовки кадров по транспортной безопасности  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .  .75
Methodical Questions related to Creation of Multilevel Personnel Training 
System on Transport Safety

Журнал «Безопасность в техносфере» включен в перечень 
ведущих научных журналов, в которых по рекомендациям 
ВАК РФ должны быть опубли кованы научные результаты 
диссертаций на соискание ученых степеней доктора  
и кандидата наук .

РЕДАКЦИОННЫЙ СОВЕТ
Александров Анатолий Александрович (Председатель совета),
ректор МГТУ им. Н.Э. Баумана, заведующий кафедрой, д-р техн. 
наук, профессор
Алёшин Николай Павлович, 
зав. кафедрой МГТУ им. Н.Э. Баумана, академик РАН,  
д-р техн. наук, профессор
Аткиссон Алан (Alan AtKisson) — Швеция (Sweden),
Президент Atkisson Group, советник Комиссии ООН по 
устойчивому развитию, член Комиссии по науке и технологическому развитию при Президенте Еврокомиссии Жозе Мануэле 
Баррозу (EU Commission President’s Council of Advisors on Science 
and Technology)
Бабешко Владимир Андреевич,
зав. кафедрой Кубанского государственного университета, 
директор НЦ прогнозирования и предупреждения 
геоэкологических и техногенных катастроф, академик РАН,  
д-р физ.-мат. наук, профессор
Бухтияров Игорь Валентинович
директор НИИ медицины труда РАМН, д-р мед. наук, профессор
Гарелик Хемда (Hemda Garelick) — Великобритания (United Kingdom), 
Professor of Environmental Science and Public Health Education, 
School of Health and Social Sciences (HSSC) Middlesex University,
Programme Leader for Doctorate in Professional Studies Environment and Risk (HSSC), PhD.
Касимов Николай Сергеевич, 
декан географического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова, 
вице-президент Русского географического общества,  
зав. кафедрой, академик РАН, д-р геогр. наук, профессор
Махутов Николай Сергеевич, 
главный научный сотрудник Института машиноведения им. 
А.А. Благонравова РАН, руководитель рабочей группы при 
Президиуме РАН по проблемам безопасности, чл.-корр РАН,  
д-р техн. наук, профессор
Мейер Нильс И . (Niels I . Meer) — Дания (Denmark), 
профессор Датского технического университета (дат. Danmarks 
Tekniske Universitet, DTU, англ. Technical University of Denmark)
Соломенцев Юрий Михайлович, 
президент МГТУ «Станкин», заведующий кафедрой, чл.-корр. РАН, 
д-р техн. наук, профессор
Тарасова Наталия Павловна,
директор института  проблем устойчивого развития, 
заведующая кафедрой РХТУ им. Д.И. Менделеева,  
чл.-корр. РАН, д-р хим. наук

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ
Васильев Андрей Витальевич,
директор института химии и инженерной экологии Тольяттинского 
государственного университета, д-р техн. наук, профессор
Власов Валерий Александрович, 
секретарь Совета Безопасности Республики Татарстан,  
канд. техн. наук, профессор, генерал-лейтенант
Девисилов Владимир Аркадьевич,
доцент кафедры МГТУ им. Н.Э. Баумана, канд. техн. наук
Дыганова Роза Яхиевна,
зав. кафедрой Казанского государственного энергетического 
университета, д-р биол. наук, профессор
Дьяченко Владимир Викторович,
заместитель директора по научной и учебной работе 
Новороссийского политехнического института (филиала) КубГТУ, 
профессор, канд. сел.-хоз. наук, д-р геогр. наук
Егоров Александр Федорович,
зав. кафедрой РХТУ им. Д.И. Менделеева, д-р техн. наук, профессор
Елохин Андрей Николаевич,
начальник отдела страхования ОАО «ЛУКОЙЛ», д-р техн. наук
Козлов Николай Павлович,
заведующий отделом НУК «Э» МГТУ им. Н.Э. Баумана, д-р техн. 
наук, профессор
Кручинина Наталия Евгеньевна,
декан инженерного экологического факультета, зав. кафедрой 
РХТУ им. Д.И. Менделеева, канд. хим. наук, д-р техн. наук, профессор
Майстренко Валерий Николаевич,
зав. кафедрой Башкирского государственного университета,  
чл.-корр. АН Республики Башкортостан, профессор, д-р хим. наук
Матягина Анна Михайловна,
доцент Московского государственного университета 
гражданской авиации, канд. техн. наук
Никулин Валерий Александрович,
исполнительный вице-президент Российской инженерной 
академии, ректор Камского института гуманитарных  
и инженерных технологий,  д-р техн. наук, профессор
Павлихин Геннадий Петрович,
д-р техн. наук, профессор МГТУ им. Н.Э. Баумана
Петров Борис Германович,
руководитель Приволжского Управления Ростехнадзора,  
канд. техн. наук, профессор
Пушенко Сергей Леонардович,
директор ИИЭС Ростовского государственного строительного 
университета, канд. техн. наук, профессор
Рахманов Борис Николаевич,
профессор Московского государственного университета путей 
сообщения, д-р техн. наук
Рубцова Нина Борисовна,
заведующая научным координационно-информационным 
отделом ГУ НИИ медицины труда РАМН, д-р биол. наук
Севастьянов Борис Владимирович,
зав. кафедрой «Безопасность жизнедеятельности»  
Ижевского государственного технического университета,  
канд. пед. наук, д-р техн. наук, профессор
Трофименко Юрий Васильевич,
зав. кафедрой Московского автомобильно-дорожного института 
(государственного технического университета),  
д-р техн. наук, профессор
Федорец Александр Григорьевич,
директор Автономной некоммерческой организации  
«Институт безопасности труда», канд. техн. наук, доцент
Фролов Анатолий Васильевич,
зав. кафедрой «Безопасность жизнедеятельности»  
Южно-Российского государственного технического университета,  
канд. техн. наук, профессор
Чеботарёв Станислав Стефанович,
заместитель директора экспертно-аналитического центра 
Роснауки, д-р экон. наук, профессор

Требования к публикации статей

1 . Материалы для публикации должны быть подготовлены в строгом 
соответствии с редакционными требованиями (см. сайт журнала). 
Несоответствие материалов требованиям редакции может быть 
основанием для отказа в публикации или увеличить сроки публикации.
2 . К статье должен быть приложен подписанный авторами договор 
с издательством (см. сайт журнала).
3 . Публикация статей аспирантов бесплатная.
4 . Статьи аспирантов без соавторства докторов и кандидатов наук должны 
иметь представление доктора наук — специалиста по проблематике статьи.
5 . К статье должна прилагаться внешняя рецензия доктора наук — 
специалиста по проблематике статьи ( за исключением статей, 
соавторами которых являются члены РАН, РАО, РАМН, РАСХН).
6 . Статьи проходят дополнительное рецензирование, выполняемое 
членами редакционной коллегии или специалистами по тематике статьи.

Контроль и мониторинг
Control and monitoring

Безопасность в техносфере, №3 (май–июнь), 2013
3

1. Введение
В зонах вечной мерзлоты вокруг подземного магистрального трубопровода (МТ) возникают зоны 
(ореолы) оттаивания, приводящие к просадкам и 
деформациям труб. На значительных дистанциях 
вдоль трассы МТ при спокойном рельефе происходит просадка трубопровода плоско-параллельным 
движением, не вызывающим опасности деформации. 
Поэтому оценка прочности МТ имеет смысл при неровностях рельефа. При этом прочность МТ можно 
установить по балочной схеме на основе гипотезы о 
равенстве прогиба величине просадки. Такой подход 
приводит к необходимости решения обратной задачи строительной механики — о поиске дистанции 
деформирования трубопровода (т.е. пролета) по прогибу при неопределенных граничных условиях.
Далее по результатам расчета зон оттаивания 
и просадок трубопровода на основе балочной схемы определяется расчетный диапазон деформации 
(пролет) с различными граничными условиями и 
проводится анализ прочности с выбором наиболее 
опасной схемы опирания. В этих целях сформирован основанный на методах [1], предназначенных для 
заглубленных строительных объектов, прямоугольных в плане, алгоритм, адаптированный для расчета осадок МТ при оттаивании грунта в зонах вечной 

мерзлоты. Просадка в процессе оттаивания рассматривается в зависимости от температуры прокачиваемого продукта в функции сжимаемости грунтов 
в границах нормативных параметров. Определение 
пролета по величине просадки и прочностной расчет выполняются по алгоритму решения уравнения 
продольно-поперечного изгиба упругого стержня 
с учетом распора от температурного перепада и давления транспортируемого продукта при различных 
граничных условиях и температурных данных.
Разработанные программные алгоритмы позволяют в целях обеспечения безопасности эксплуатации оперативно контролировать напряженно-деформированное состояие магистральных трубопроводов 
в зонах вечной мерзлоты.

2. Расчет зоны оттаивания 
Зона оттаивания под МТ рассматривается как 
однослойная, а прокачиваемый продукт (далее — 
нефть) находится в положительном температурном 
диапазоне. Полагается, что реальные расчетные параметры ограничены предельными значениями обязательных и рекомендуемых нормативных табличных и графических функций.
В расчете используются следующие исходные 
данные: тип грунта по СНиП [1]; h0 — слой над тру
УДК 621.64 
DOI: 10.12737/444
Прогнозирование состояния подземных магистральных 
трубопроводов в районах вечной мерзлоты

В.А. Котляревский, главный научный сотрудник, д-р техн. наук, профессор

Научно-образовательный центр исследований экстремальных ситуаций  
Московского государственного технического университета имени Н.Э. Баумана

e-mail: kotlyarevsky22@mail.ru

Проанализированы проблемы оценки состояния трубопроводов, эксплуатируемых в условиях вечной мерзлоты, обоснована необходимость их решения. 
Представлены возможные методы и программные средства, позволяющие 
реализовать системный подход к прогнозированию напряженного состояния 
трубопроводов. Приведен алгоритм прочностного расчета магистральных 
трубопроводов для деформаций от просадки грунта в ореолоах оттаивания 
на участках вечномерзлых грунтов. Расчет зоны оттаивания и просадок основан на действующих нормах с адаптацией на подземные трубопроводы. 
В целях контроля обеспечения безопасности эксплуатации выполнены вариантные расчеты прочности магистрального нефтепровода для реальных условий участка трассы в районе Амурской области.

Ключевые слова:  
трубопровод,  
вечная мерзлота,  
ореол оттаивания,  
просадка трубопровода,  
зона деформации,  
прогиб,  
напряженно-деформированное состояние, 
обеспечение безопасности эксплуатации, 
ресурс прочности.

Контроль и мониторинг
Control and monitoring

4

бой, м; r0 — плотность грунта над трубой, кг/м3; d — 
внешний диаметр трубопровода, мм; d — толщина 
стенки трубопровода, мм; rn — плотность нефти,  
кг/м3; rtl — плотность талого слоя, кг/м3; Kth — коэффициент оттаивания; Ksg — коэффициент сжимаемости грунта, 1/кПа; lth — теплопроводность талого 
грунта, Вт/(м∙°С); lf — теплопроводность мерзлого 
грунта, Вт/(м∙°С); Tbf — температура замерзания/таяния, °С; Z0 — теплота фазового превращения, Дж/кг; 
Wt — влажность грунта суммарная, %; Ww — влажность мерзлого грунта, %; Ts — среднегодовая температура мерзлого грунта, °С; Tin — температура 
прокачиваемой нефти, °С; R0 — сопротивление теплопередаче, м2∙°С/Вт.
Положение трубопровода в грунте задается расстоянием от поверхности грунта (засыпки) до подошвы 
заложения трубы Н = h0 + d. От теплового влияния 
нефти на мерзлый грунт возникает ореол оттаивания. 
Размер по вертикали зоны оттаивания Нс (м) под трубой за время t (с) определяется по формуле: 

 
H
K
d
c
n
d
R
=
−
(
)
ξ
α
.

Здесь принято: Кп = 1; параметр xd определяется 
интерполяцией функции ξ
ξ β ψ
d
d
d
=
( ,
)  (табл. 1) с аргументами, вычисляемыми по формулам:

 
ψ
ψ
λ

d
th
in

v

T t

L d
=
+
0
2  (Tin ≥ 0),

 
α
λ
R
thR
d
=
0
,

 
β

λ

λ
=
⋅

−

−

f

th

s
bf

in
bf

T
T

T
T

,

 
L
Z W
W
v
t
w
tl
=
−
0(
)ρ ;

значение y0 берется по значениям yd (см. табл. 1) при 
xd = aR.
При задаваемых значениях величин d, lth, R0, Z0, Wt 
и Ww параметры aR и Lv не зависят от времени t и температуры нефти Tin, а зона Нс зависит только от изменений 
параметра xd в диапазоне 0 ≤ xd ≤ 1,2 [1]. Таким образом, 
величина Нс ограничена значением, соответствующим 

xd = 1,2. Например, при d = 1,22 м, lth = 1,39 Вт/(м∙°С) 
и R0 = 0,1 м2∙°С/Вт, aR = 1,39∙0,1/1,22 = 0,114 получаем 
Нс* = 1,22∙(1,2 — 0,114) = 1,32 м. Заметим, что это значение возможно лишь при b < 0,9, что соответствует 
реальным величинам этого параметра. Поскольку b 
зависит от температуры Tin, его максимальное значение, возрастая с понижением температуры,  например при приведенном значении lth; lf = 1,57 Вт/(м∙°С); 
Ts = —2,0 °С; Tbf = —1,8 °С и Tin = 0 °C, равно 0,125.
Так как максимальные значения Нс* соответствуют yd = 3,5, можно зафиксировать допустимый расчетный диапазон времени таяния: 

 
t
L d

T

v

th
in
*
d
=
−
(
)
ψ
ψ

λ

0

2

,

связанный с температурой нефти. 
Так, при Tin = 5°C; Wt = 0,2; Ww = 0,15; rtl = 1790 кг/м3; 
Z0 = 3,35∙105 Дж/кг, 
Lv = 3,35∙105×(0,2 – 0,15)×1790 = 3∙107 Дж/м3

время таяния составляет: 

t*
( ,
,
)
,

,
=
−
⋅ ⋅
⋅
⋅

3 5
0 01 3 10
1 222

1 39 5

7
2

 = 2,24∙107 c = 

= 8,65 мес. = 0,72 г.,
а при Tin = 1°C :t* = 43 месяца = 3,6 года. В табл. 2 приведены расчетные параметры для нескольких значений Tin.

3. Расчет просадки трубопровода
Просадка трубопровода S определяется суммой 
просадок: Sth — от действия веса оттаивающего грунта и Sp — от дополнительного давления от веса трубы 
и грунта над трубой (с засыпкой):

 
S
S
S
th 
p
=
+
,

Таблица 1 
Зависимость коэффициента ξd от параметров β и ψd

β
ψd
0
0,1
0,3
0,6
1,0
1,25 2,0
2,5
3,0
3,5

0
0
0,40
0,70
0,95
1,12 1,20
1,25 1,30
1,35
1,40

0,8
0
0,35
0,57
0,77
0,88 0,95
1,10 1,15
1,20
1,25

1,2
0
0,34
0,53
0,69
0,80 0,82
0,90 0,94
0,96
0,98

1,4
0
0,335 0,52
0,65
0,73 0,77
0,83 0,86
0,88
0,89

1,6
0
0,33
0,50
0,61
0,69 0,70
0,75 0,77
0,79
0,795

2,0
0
0,30
0,47
0,54
0,59 0,60
0,64 0,65
0,65
0,65

Таблица 2 
Параметры развития зоны оттаивания Нс по месяцам  
при различной температуре нефти Tin

Tin, °С
b
месяц
ψd
ξd
Hc, м

0,1
0,119

1
0,158
0,450
0,410

6
0,198
0,503
0,475

12
0,247
0,566
0,551

24
0,344
0,668
0,676

1
0,0807

1
0,231
0,545
0,526

12
1,120
1,036
1,124

24
2,088
1,184
1,305

5
0,0332

1
0,554
0,825
0,868

6
2,572
1,232
1,364

≥ 9
3,500
1,325
1,478

10
0,01914
1
0,957
0,985
1,063

≥ 5
3,500
1,325
1,478

Контроль и мониторинг
Control and monitoring

Безопасность в техносфере, №3 (май–июнь), 2013
5

s
K
K
H
th
th
sg
zg
=
+
(
)
σ
c ,

s
p dk K k k
p
h
sg
i
=
0
µ
;

здесь σ
ρ
zg
tl
c
gH
d
= 1
2
 — вертикальное напряжение 
от собственного веса грунта в середине оттаивающего слоя, кПа; p
g h
p
d
tr
0
0
0
=
+
ρ
 — дополнительное 
вертикальное давление под трубой, кПа; ptr — погонный вес трубы с нефтью, кН; kh — безразмерный коэффициент, определяемый в зависимости от z = Hc /d 
(табл. 3); km — безразмерный коэффициент, определяемый в зависимости от z = Hc /(2d) (табл. 3); ki — безразмерный коэффициент, определяемый в зависимости от z = Hc /d (табл. 4); g — ускорение свободного 
падения, м/с2.
Алгоритм расчета запрограммирован (программа «ПРОСАДКА») с интерполяцией приведенных 
табличных функций.

4. Расчет зоны деформации и напряженнодеформированного состояния трубопровода
Для определения зоны деформации и прочностного расчета участка МТ используется однопролетная провисающая балочная схема с любыми видами 
опорных закреплений с фрикционным стеснением 
линейных перемещений концов пролета. 
Алгоритм работает в два этапа: решение обратной, а затем прямой задачи. На первом этапе в 
цикле на временных интервалах (помесячно) по 
значениям просадок вычисляется эволюция зон деформации (пролетов L). На втором этапе на тех же 
интервалах определяются изменения параметров 
напряженно-деформированного состояния (НДС) 
и резерва прочности МТ. Решение выполняется для 
температурных условий, соответствующих значе
ниям среднегодовой и среднемесячных температур 
конкретного региона.
Перемещения, внутренние усилия и напряжения в 
трубопроводе определяются по действию статической 
равномерно распределенной поперечной нагрузки, 
гидростатического давления транспортируемого продукта при температурном перепаде. Нагруженный 
участок трубопровода, как упругий стержень, испытывает продольно-поперечный изгиб при растягивающем осевом усилии — распоре от удлинения при изгибе и охлаждении (или от сжатия при нагреве), а также 
от влияния кольцевых напряжений из-за давления 
продукта в связи с несмещаемостью концевых сечений. Экстремум напряжения при изгибе определяется 
изгибающим моментом, содержащим приращение от 
действия распора с эксцентриситетом, равным прогибу. Для стержня с постоянным сечением и изгибной 
жесткостью EJ уравнение упругой линии имеет вид:

EJ y
N y
q
Ny
IV −
′′ =
+
′′∗ ,

где q — поперечная нагрузка, N — продольное усилие, y* — начальная упругая линия. 
Нагрузка q принимается равной сумме погонных 
нагрузок от собственного веса трубы с продуктом и, 
возможно, дополнительной пригрузки (гидроизоляции, части засыпки, снега, обледенения). 
Возможны различные варианты граничных условий. В общем случае используется аппроксимация F 
упругой линии, соответствующая граничным условиям (виду опор):

y
y F
=
0 ( )
η ,
(1)

где y0 — максимальная ордината, h = z/L — координата, отнесенная к пролету; F(0) = F(1) = 0.
Соотношение между изгибающим моментом 
и кривизной 
′′ =
y
y
z
d
d
2
2  содержит момент от поперечной нагрузки Mq и от распора Ny: 

EJ y
M
Ny
q
′′ = −
−
.

Дифференцируя (1) дважды, получаем: 

′′ =
′′
y
y F
0
( )
η .

Из последних двух соотношений

Таблица 3
Коэффициенты kh и kμ для грунтов

z
Крупнообломочных
Песчаных  
и супесей
Суглинков
Глин

0–0,25
1,35
1,35
1,36
1,55

0,25–0,5
1,33
1,35
1,42
1,79

0,5–1,5
1,31
1,35
1,45
1,96

1,5–3,5
1,29
1,35
1,52
2,15

3,5–5,0
1,29
1,35
1,53
2,22

5,0
1,28
1,35
1,54
2,28

Таблица 4
Коэффициенты ki

z
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
1,4
1,6
1,8

ki
0
0,104
0,208
0,311
0,412
0,511
0,605
0,687
0,763
0,831

z
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
6,0
10
16
20
–

ki
0,892
1,020
1,138
1,230
1,316
1,550
1,696
2,095
2,236
–

Контроль и мониторинг
Control and monitoring

6

y F
M
Ny
EJ
q
0
′′
= −
+
( )
(
) (
)
η
,

откуда для координаты h = h0 при y = y0 и Mq = Mq0 

 
y

M

E J F
N

q
0
0

0

= −
′′
+
(
)
η

, 
(2)

где M
f(q,L)
q0 =
; F — функция изгибающего момента 
для балок с определенной схемой закрепления опор.
Осевая сила (распор) N слагается из усилий осевого 
натяжения Ni при изгибе и сжатия NT от нагрева при 
температурном перепаде Т > 0 (или натяжения при 
 охлаждении Т < 0), а также из натяжения Np от гидростатического давления Рg транспортируемого продукта:

 
N
N
N
N
T
P
=
+
+
i
, 
(3)

N
S
L
EF
L
i = −
−
(
)
0
0
1
, N
T EF
T = α
0, N
P d
P
g
= −
−
1
2
2
µ
δ
(
).

Здесь d — внешний диаметр трубы с толщиной 
стенки d и площадью сечения F
d
d
0
1
4

2
2
2
=
−
−
π
δ
(
)
; 
Е — модуль упругости; m — коэффициент Пуассона; a — коэффициент температурного расширения; 
S0L — длина упругой линии деформированного 
стержня:

 
S
y F z
L

L

0
0

2

0

1
=
+
′
∫
[
( )] dz . 
(4)

Решение трансцендентной системы уравнений 
(2)–(4) осуществляется итерациями по y с автоматически устанавливаемым шагом Dy с поиском экстремумов напряжений и определением ресурсов прочности для конкретных схем опирания.
В связи с разнообразием грунтовых условий 
в сложных геологических условиях возможны различные формы деформирования МТ и типы опорных закреплений. 
Далее рассмотрены две симметричные схемы 
с опасными сечениями в центре пролета и у опор, 
позволяющие оценить вероятный диапазон остаточного ресурса прочности МТ. Для конкретных схем 
перейдем от соотношений (2)–(4) к трансцендентным 
уравнениям для максимума прогиба ym ≡ y0.
При шарнирном опирании для центра пролета 

η
η
=
=
0
1
2 , M
qL
q0
1
8
2
=
 и аппроксимируя упругую линию в виде y
y
=
0 sin(
)
πη  [2], получим:

 
y

M

L
EJ
N

q
0
0

2
=
(
)
−
π

,  
(5)

 
S
y
L
L

L

0
0

2
2

0

2
2
1
=
+(
)
∫
π
πη
cos (
)dz . 
(6)

Кривизна в центре пролета равна K
y
L
r0

2

0

2
= −π
.
Для защемленных опор в центре пролета 

η
η
=
=
0
1
2 , M
qL
q0
1
24
2
=
 и принимая упругую линию 
по статической форме изгиба y
y
=
−
+
16
1 2
0
2
2
η
η
η
(
)

[3], получим:

 
y

M

L
EJ
N

q
0
0

2
4
=
(
)
−
/

, 
(7)

 
S
y
L
L

L

0
0

2
2
3 2

0

2
2
1
16
2
6
4
=
+(
)
−
+
∫
/
(
) d
η
η
η
z . 
(8)

Кривизна в центре пролета равна K
y
L
r0
0

2
16
= −
, 
у опор - K
y
L
r0
0
2
32
=
.
Изгибающий момент в центре пролета балок для 
обеих схем:

 
M
M
N y
q
m
Σ =
+
0
.

Эквивалентные напряжения sЭ в сечении с моментом сопротивления W определяются при всех 
сочетаниях напряжений в опасных точках стенки 
трубы по экстремумам осевых фибровых напряжений sm в центре пролета от изгиба с распором 
σm
M
W
N F
= ±
+
Σ
0 , для варианта защемленных 
опор — также в опорных сечениях при M
Mq
Σ = 2
0 , 
с учетом кольцевых напряжений sg в трубе от 
 внут реннего давления Pg продукта σ
δ
g
gP
d
=
−
(
)
1
2
1 :

 
σm
M
W
N F
= ±
+
Σ
0 ;

для варианта защемленных опор — также в опорных сечениях при M
Mq
Σ = 2
0 , с учетом кольцевых 
напряжений sg в трубе от внутреннего давления Pg 
продукта: 

 
σ
δ
g
gP
d
=
−
(
)
1
2
1 ,

 
σ
σ
σ
σ σ
∋ =
+
−
m
g
m
g

2
2
. 
(9)

Глобальный экстремум напряжений sR по пределу текучести стали sТ определяется из числа максимумов компонент тензора напряжений и sэ всех 
сочетаний напряжений. При sR < sT фиксируется 
остаточный ресурс прочности RS:

 
RS
R
= −
1
σ
σT . 
(10)

Представленный алгоритм запрограммирован 
(программа «ТРУБОПРОВОД»). При вводе значения 
просадки (прогиба) вычисляются зона деформирования (пролет), параметры напряженно-деформированного состояния трубопровода и величина резерва 
прочности.

Контроль и мониторинг
Control and monitoring

Безопасность в техносфере, №3 (май–июнь), 2013
7

5. Анализ деформаций трубопровода на участке 
трассы
Приводятся результаты расчета участка магистрального нефтепровода при начальной температуре (возведения) Т0 = +15°С с использованием следующих данных: среднегодовая температура Ts = —7,4°С 
[4]; грунт суглинок; h0 = 1,0 м; r0 = 1860 кг/м3; 
rn = 850 кг/м3; rtl = 1790 кг/м3; Kth = 0,043; lth = 1,39 Вт/
(м∙°С); lf = 1,57 Вт/(м∙°С); Tbf = —1,8°С; Z0 = 3,35∙105 Дж/
кг; Wt = 0,2; Ww = 0,15; R0 = 0,1 м2∙град./Вт; d = 1,22 м; 
d = 32 мм; Тin = 0,5 °С; Ksg = 0,005 1/кПа.
Погонный вес МТ с нефтью 17,88 кН/м; вес грунта засыпки 22,26 кН/м; aR = 0,114; Lv = 29,98 МДж/м3; 
b = 1,424. Поскольку в нормах [1] учитывается только 
среднегодовая температура Ts, температурный перепад Т (при известной температуре возведения Т0) во 
времени не может выходить за пределы, соответствующие температуре таяния (Т ≡ Т1 = Tbf — Т0) и среднемесячной температуре (Т ≡ Т2 = ТМ — Т0). Таким 
образом, Т1 = –16,8 °С, а значения Т2 — нормативные 
данные, приведенные в табл. 5.
Результаты расчета приведены в табл. 6, 7 и на 
рис. 1, 2. Экстремумы напряжений определены поиском наибольшего по модулю значения при всех 
сочетаниях напряжений из числа компонент тензора 
и интенсивности напряжений. Наибольшее значение 
напряжения 402,3 МПа с остаточным ресурсом 12,5% 

Таблица 5
Среднемесячная температура ТМ в районе Сковородино (Амурская область)  
прокладки трубопровода и температурный перепад Т2 [4]

Месяц
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12

ТМ, °С
–29,1
–23,4
–14,1
–1,8
7,2
14,5
18,0
15,0
7,7
–3,8
–18,4
–27,7

Т2, °С
–44,1
–38,4
–29,1
–16,8
–7,8
–0,5
3,0
0
–7,3
–18,8
–33,4
–42,7

Таблица 6
Изменение границ L, L1, L2 зон деформации трубопровода с развитием таяния Нс  
и просадки S в зависимости от температурного перепада Т, Т1 и Т2

Границы
Параметр
Месяцы

1
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24

yd
0,191
0,231
0,311
0,392
0,473
0,554
0,634
0,715
0,796
0,877
0.957
1,038
1,119

xd
0,413
0,449
0,515
0,547
0,579
0,611
0,637
0,653
0,669
0,685
0.701
0,714
0,722

Hc, м
0,364
0,408
0,489
0,528
0,568
0,607
0,638
0,658
0,677
0,697
0,717
0,732
0,742

S, см
6,5
7,5
9,4
10,07
11,6
12,6
13,2
13,7
14,1
14,6
15,1
15,6
15,8

Защемлены
-T1, °С
16,8
16,8
16,8
16,8
16,8
16,8
16,8
16,8
16,8
16,8
16,8
16,8
16,8

L1, м
43,9
45,5
48,2
49,8
50,8
51,9
52,5
53,0
53,4
53,9
54,4
54,85
55,0

Защемлены
-T2, °С
44,1
38,4
16,8
0,5
0
18,8
42,7
38,4
16,8
0,5
0
18,8
42,7

L2, м
46,5
47,7
48,2
47,7
48,6
52,2
56,6
56,5
53,4
51,3
51,6
55,2
59,7

Шарнирные
-T, °С
16,8
16,8
16,8
16,8
16,8
16,8
16,8
16,8
16,8
16,8
16,8
16,8
16,8

L, м
29,6
30,7
32,5
33,6
34,3
35,1
35,5
35,8
36,1
36,5
36,8
37,1
37,2

Примечание. Значения Т1 определены по температуре таяния, Т2 — по среднемесячной температуре.

Рис. 1. Диапазон (А) возможной зоны деформации L участка 
трубопровода с защемленными (1, 2) и шар нирными (3) границами 
при температурном перепаде по температуре таяния (1, 3) и 
среднемесячной тем пературе (2) в зависимости от просадки S для 
района Сковородино. 

Рис. 2. Изменение во времени экстремума напряжений sm и границ 
возможного диапазона упругого ресурса Rmin/max трубопровода 
по пределу текучести.

Контроль и мониторинг
Control and monitoring

8

установлено по схеме защемленных границ диапазона в конце расчетного периода.

6. Заключение
Разработанные математические модели, алгоритмы и программные средства позволяют оперативно 
оценивать напряженно-деформированное состояние, прогнозировать риск аварии и в целях обеспечения безопасности эксплуатации вырабатывать рекомендации в случае необходимости корректировки 
конструктивных решений магистральных нефтепроводов на трассах в зонах вечной мерзлоты геологически сложных участков Сибири.

Обозначения
d — внешний диаметр трубопровода, мм; 
E — модуль упругости металла трубы, Па;
F — площадь сечения трубы, м2;
g — ускорение свободного падения, м/с2.
h0 — слой над трубой, м; 
Н — расстояние от поверхности грунта (засыпки)  
 
 
до подошвы заложения трубы, м;
Нс — размер (по вертикали) зоны оттаивания  
 
 
под трубой, м; 
J 
— момент инерции поперечного сечения трубы, м4;
Ksg — коэффициент сжимаемости, 1/Па; 
Kth — коэффициент оттаивания, доли единицы; 
L — пролет, м;
M — изгибающий момент, Н·м;
N — продольная (осевая) сила, Н;
p0 — дополнительное вертикальное давление под  
 
 
трубой, Па;
Рg — гидростатическое давление транспортируемого  
 
 
продукта, Па;

ptr — погонный вес трубы с нефтью, Н; 
q — поперечная нагрузка, Н/м;
R0 — сопротивление теплопередаче, м2·°С/Вт;
RS — остаточный ресурс прочности трубопровода, %;
S — величина просадки, м;
Sp — величина просадки от дополнительного давления 
 
 
от веса трубы и грунта над трубой (с засыпкой), м;
Sth — величина просадки от действия веса оттаиваю- 
 
 
щего грунта, м;
t 
— время, с;
Т — температурный перепад — разность текущей  
 
 
и начальной температур, °С;
Т0 — температура трубопровода при строительстве, °С;
Т1 — разность между температурой таяния грунта и 
температурой при строительстве, °С;
Т2 — разность между среднемесячной температурой  
 
 
и температурой при строительстве, °С; 
ТМ — среднемесячная температура грунта, °С; 
Tbf — температура замерзания/таяния грунта, °С; 
Tin — температура прокачиваемой нефти, °С; 
Ts — среднегодовая температура мерзлого грунта, °С; 
W — момент сопротивления трубы, м3; 
Wt — влажность грунта суммарная, %; 
Ww — влажность мерзлого грунта, %; 
Z0 — теплота фазового превращения, Дж/кг; 
a — коэффициент температурного расширения  
 
 
материала трубы, 1/°С;
d — толщина стенки трубопровода, мм; 
lth — теплопроводность талого грунта, Вт/(м·°С); 
lf — теплопроводность мерзлого грунта, Вт/(м·°С); 
m — коэффициент Пуассона материала трубы, безразм.; 
r0 — плотность грунта над трубой, кг/м3; 
rn — плотность нефти, кг/м3; 
rtl — плотность талого слоя, кг/м3;

Таблица 7
Изменение кривизны Kr, распора N, экстремума напряжений σm и ресурса прочности RS трубопроводов с различными 
граничными условиями и температурными режимами

Границы
Параметр
Месяцы

1
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24

Защемлены 
T1 = -6,8°С

103Kr, 1/м
1,08
1,16
1,30
1,38
1,44
1,50
1,53
1,56
1,58
1,61
1,63
1,66
1,67

-N, МН
10,27
10,30
10,37
10,41
10,45
10,49
10,51
10,53
10,55
10,55
10,60
10,62
10,63

sm, МПа
221,0
231,4
249,7
261,0
268,4
276,7
281,3
285,1
288,3
292,2
296,2
299,9
301,1

Rs, %
51,9
49,7
45,7
43,2
41,7
39,9
38,9
38,0
37,3
36,5
35,6
34,8
34,5

Защемлены 
T2 (табл. 5)

103Kr, 1/м
0,97
1,05
1,30
1,50
1,58
1,48
1,32
1,37
1,58
1,77
1,81
1,64
1,42

-N, МН
18,32
16,66
10,37
5,63
5,52
11,08
18,11
16,87
10,55
5,81
5,69
11,21
18,20

sm, МПа
304,9
299,0
249,7
223,1
228,9
283,8
376,2
365,0
288,3
242,8
245,6
307,5
402,3

Rs, %
33,7
35,0
45,7
51,5
50,2
38,3
18,2
20,6
37,3
47,2
46,6
33,2
12,5

Шарнирные 
T1 = -6,8°С

103Kr, 1/м
0,73
0,79
0,88
0,93
0,97
1,01
1,03
1,05
1,07
1,09
1,10
1,12
1,13

-N, МН
10,43
10,50
10,64
10,75
10,83
10,93
10,98
11,02
11,06
11,12
11,17
11,22
11,23

sm, МПа
199,1
209,9
229,1
242,0
250,7
261,1
266,5
270,6
274,8
280,5
284,9
289,4
290,9

Rs, %
56,7
54,4
50,2
47,4
45,5
43,2
42,1
41,2
40,3
39,0
38,1
37,1
36,8

Контроль и мониторинг
Control and monitoring

Безопасность в техносфере, №3 (май–июнь), 2013
9

sТ — предел текучести стали, Па;
sЭ — эквивалентные напряжения, Па;
sg — кольцевые напряжения в трубе от внутреннего  
 
 
давления продукта, Па;

sm — экстремум осевых фибровых напряжений, Па;
sR — глобальный экстремум напряжений, Па;
szg — вертикальное напряжение от собственного веса 
 
 
грунта в середине оттаивающего слоя грунта, Па.

ЛИТЕРАТУРА
1. СНиП 2.02.04-88. Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах // Госстрой России. Введен с 
01.01.1990.
2. Котляревский В.А. Оценка прочности подвесных систем // Безопасность России. Безопасность строительного 
комплекса. — М. : МГОФ «ЗНАНИЕ», 2012. — С. 302—328.

3. Котляревский В.А. Оценка ресурсов прочности средств 
хранения и транспорта энергоресурсов. Методы и алгоритмы прочностных расчетов. Palmarium academic 
publishing, 2012.
4. СНиП 23-01-99. Строительная климатология // Госстрой России. Введен с 01.01.2000.

Condition Forecasting of Underground Main Pipelines in Permafrost 
Regions 

V.A. Kotlyarevsky, Chief Researcher, Doctor of Engineering, Professor, Scientific and Education Centre of Emergency 
Situations Research, Bаumаn Moscow State Technical University

The problems relating to assessment of pipelines operated in the permafrost were analyzed and the need to resolve them was 
justified. Possible methods and software tools allowing the systematic approach implementation to forecasting the stress state 
of pipelines were presented. The strength prediction algorithm of main pipelines upon deformation due to the soil subsidence in 
the thawing areoles in permafrost sections was shown. The calculation of thawing and subsidence zone is based on existing rules 
with adaptation to underground pipelines. For operation safety control the alternative calculations of main oil pipeline durability 
for real conditions of the route section in the Amur region district have been executed 

Keywords: pipeline, permafrost, thawing areole, pipeline subsidence, deformation zone, swag, stress-strain state, 
operation safety insuring, structural strength.

Магистральные трубопроводы в районах вечной мерзлоты

Одним из первых проектов нефтепроводов, столкнувшихся с проблемами вечной мерзлоты, был Трансаляскинский нефтепровод (ТАН)  в  США, построенный в 1977 году. ТАН предназначен для перекачивания нефти, добываемой 
на месторождении Прадхо-Бей на севере Аляски, в порт города Валдиз на ее юге. Пересекает штат Аляска с севера на 
юг, длина нефтепровода 1288 км. Состоит из трубопровода сырой нефти, двенадцати насосных станций, нескольких 
сотен миль подводящих трубопроводов и терминала в городе Валдиз. Нефтепровод является одним из самых больших 
подобных сооружений. Принадлежит комании «Alyeska Pipeline Service Company».
При проектировании была разработана новая техника строительства нефтепроводов в промерзшем грунте. Перед разработкой проекта ТАН проводились интенсивные исследования влияния нефтепровода на различные виды 
окружающих грунтов. В лабораторных условиях было исследовано более 15 тыс. образцов грунтов, составлена карта 
грунтов вдоль всей трассы нефтепровода. При постройке использовались 48-дюймовые (122 см) трубы. Максимальная 
пропускная способность  — 2136 тысяч баррелей в сутки (339 600 м³/сут).
ТАН является одним из наиболее защищённых трубопроводов в мире. Трансаляскинский нефтепровод был спроектирован так, чтобы выдержать землетрясение силой до 8,5 баллов. Проложен над землей на специальных опорах 
с компенсаторами, позволяющими трубе скользить по специальным металлическим рельсам в горизонтальном направлении почти на 6 м и, при помощи специальной гравийной подушки, на 1,5 метра вертикально. Кроме того, прокладка трассы нефтепровода осуществлялась зигзагообразной ломаной линией для компенсации напряжений, вызываемых смещением почвы при очень сильных продольных сейсмических колебаниях, а также при температурном 
расширении металла. В ноябре 2002 года в районе трубопровода произошло землетрясение  магнитудой 7,9 балла, но 
нефтепровод остался цел.

Контроль и мониторинг
Control and monitoring

10

1. Введение
Флуоресцентные методы анализа не требуют подготовки проб, отличаются экспрессностью и информативностью при выявлении в водных объектах органических примесей техногенного происхождения 
на фоне природных органических соединений. Они 
применялись для обнаружения загрязнений бытовыми стоками [1], нефтеразливов [2], в технологическом 
контроле процессов очистки питьевой воды [1, 3]. 
Ввиду вариабельности флуоресцентных характеристик различных загрязнителей целесообразно 
учитывать особенности конкретных примесей при 
разработке методик и датчиков для их технологического контроля. Цель данной работы состояла в построении зависимостей интенсивности флуоресценции от концентрации и выборе характеристик для 
разработки флуориметрического датчика со светофильтрами (т.е. с фиксированными длинами волн 
возбуждения lвозб и регистрации флуоресценции 
lрег), который будет применяться для контроля степени очистки сточных вод, полученных в результате 
переработки нефтесодержащих отходов. Основываясь на литературных данных, результатах проведенных ранее спектрофлуориметрических исследований 

[4, 5], а также спектрах флуоресценции проб этих вод 
на разных этапах очистки, были выбраны длины 
волн возбуждения флуоресценции lвозб: 220—350 нм 
и длины волн регистрации флуоресценции lрег: 300, 
340 и 440 нм, близкие к максимумам основных техногенных примесей природных вод и изучаемых проб.

2. Материалы и методы
Объектом исследования являлись жидкие отходы, 
полученные в результате нефтепереработки, с примесями токсичных органических веществ. Отходы хранились на полигоне в открытых котлованах и представляли собой смесь жидкой органической и жидкой водной 
фаз, а также твердых взвешенных примесей. В СПбГПУ 
разработана модельная установка очистных сооружений для обработки отходов и доочистки отделяемой водной фракции [6]. Исследованы пробы водной 
фракции, очищенные на данной модельной установке. 
В процессе очистки методом гравитационной сепарации отделялась от отходов водная фракция (проба № 1), 
проводилась ее очистка последовательно методами 
флотации, коагуляции и последующего отстаивания 
(проба № 2), фильтрация через фильтр и мембранные 
фильтры с последующей окислительной обработкой 

УДК 504.4  
DOI: 10.12737/445
Флуориметрический контроль содержания  
органических примесей в водной фракции  
нефтесодержащих отходов 

М.Ю. Андрианова, канд. техн. наук, доцент 
Е.А. Бондаренко, магистрант 
А.Н. Чусов, заведующий кафедрой, канд. тех. наук, доцент

Санкт-Петербургский государственный политехнический университет (СПбГПУ)

e-mail: andrianovam@cef.spbstu.ru, chusov17@mail.ru

Для организации флуориметрического контроля эффективности очистки 
водной фракции, полученной при переработке нефтесодержащих отходов, 
исследованы характеристики зависимостей интенсивности флуоресценции 
при длине волн 300, 340, 440 нм в диапазоне возбуждения от 220 до 350 нм 
в зависимости от содержания общего органического углерода (ООУ). Показано, что линейные зависимости с наибольшей достоверностью аппроксимации 
наблюдаются при следующих параметрах (длины волн возбуждения и флуоресценции, диапазоны содержания ООУ): 260–280 нм и 300 нм, 0–60 мг ООУ/л; 
260–320 нм и 340 нм, 0–170 мг ООУ/л; 300–350 нм и 440 нм, 0–800 мг ООУ/л. 

Ключевые слова:  
флуориметрия,  
нефтесодержащие отходы,  
сточные воды.