автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Энергосберегающие технологии при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов Западной Сибири

На правах рукописи УДК 622.692.4.004.64

ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

05.15.13 — Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ.

АЦИЯ

в форме научного доклада по совокупности работ на соискание ученой степешгдоктора технических наук

На правах рукописи УДК 622.692.4.004.64

МЛЛЮШИИ НИКОЛАЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

05.15.13 — Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ.

ДИССЕРТАЦИЯ

в форме научного доклада по совокупности работ на соискание ученой степени доктора технических паук

Работа выполнена в ОАО “Нефісіазпроекі” н Тюменском Государственном нефтегазовом ушівсрснісіс

і і .1 \ 'її и, їм iMv \ п. і .in . ',iv 'i s < п і і I ;.i >i і і ■ . . -

Официальные оппоненты —Заслуженный дся і ель пауки и техники РФ,

доктор технических, паук, профессор

It /7 ttut

* і і ж. .ill а 'Iі , ,

науки РБ, доктор технических наук, профессор

A.Г. І'умеров

— Доктор технических наук, профессор

B.А. Иванов

Ведущее іфсдпрпнгпе: АООТ “Сибнсфтепроеод"

"Защита состоится “19” декабря 1996 г. в 10.00 час. на заседании диссертационного Совета Д 064.07.02 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук по специальности 05.15.13 “Строительство и эксплуатация нефісгазопроводов, баз и хранилищ” при Тюменском Государственном нефтегазовом университете.

* -...т-™пч — Ятпдпрг"'"''

V. ДИаС))1<1ЦИ1И мижии І) иііи.тшм^і^ «IV/,И. ».1 .

, і , .1 , .1 ' ■11 ‘’ - ■••ійрн Г!" . .

> 'кіп.пі 14‘К'ре і :ірі.. нкчч ;і; ::циоппоі о

( 111н і ;i, mump юмшчесюмч nnyi.\ профессор ! !І.ІІІаім:ірічі

(У

ОКЩЛЯ ХЛРЛКТИРИСШКЛ РЛЬОТЫ

• Актуальность проблемы. Концепция энергетической политики России п новых экономических условиях предполагает коренную перестройку тошпюно—энергетического комплекса и перевод экономики России на энергосберегающий путь развития, существенное снижение энергоемкости национального продукта.

Одним из актуальных иопросоп данной концепции является состояние и перспективы развития системы магистральных нефтепроводов России, которые пашлн отражение в “Эпергешчсской стратегии России'’. Эта стратегия предусматривает стабилизацию о ближайшее время добычи нефти в объеме 300 млп.т в год и транспортировки ее из традиционных регионов добычи в центры переработки.

В настоящее время и России эксплуатируется 49,6 тыс.км магистральных нефтепроводов; 13,3 млн.м3 резервуарпых емкостей; 403 нефтеперекачивающие станции. Из них в Западной Сибири эксплуатируется 21 тыс.км магистральных нефтепроводов. А в самом крупном акционерном обществе “Сибнефтепровод” действует 28 нефтепроводов, протяженностью 10,2 тыс.км, эксплуатируется 83 НПС и 2,6 млн.м3 резервуарпых емкостей, т.с. около 30% имеющихся в России. •

В новых условиях хозяйствования требования к пефтспроводному .транспорту становятся качественно новыми, под которые сеть магистральных нефтепроводов (МН) технологически не проектировалась. В основном она была ориентирована па поставку нефтей по, интегрированным показателям качества в одном потоке с учетом их смешения. В то же время система МН является достаточно гибкой, с высокой степенью управляемости и эффективности [4,8,11,14,56].

Она создавалась в 60 - 80 - е года, когда шло интенсивное строительство МН из Западной Сибири п европейскую часть сфапы, и

- К И Ь!'' П г! V-, I 1 ' ’ 11 I 1 ! V ’> ,' 1 I! - ' Н I >» Н\П‘1111- I ‘ 1 « ; и,'|М( . ! ■ 1 , , .: ! I • , 1 : , ■ - I Г' >»

,,"фТ?"ГГ‘Т>0:ГТМ ^ГТЬ - - Пмгк- НмКНГППр ГОПСК - Аижсро - Суджспск,

' г> ч - М:гплк - иьчк-1 «-чЧи ь . г шжменарьип.!-. - !. . н« 'Мш^ь, V... г<..........................................- ..

Холмогоры - Клин и др. На начальном этапе они работали в напряженном плтцчр г ргрегручкой болсс 10% от номинальною объема перекачки, но

н.гппы;. .. :»Ч-> 1 м..’! : к".; аи,; д -'ч 1мп .с | | и \ш.1 пмй ; и^ирк

загрузка нефтепроводов снизилась за эю время до 40 — 45% (рис. 1)

Рис. I. Загрузка нефтепроводов Западной Сибири ( сопоставление с проект нон)

Годы

СЛ*' Г» /-Л

лег — 41 %. Аналогичная ситуация склалыппстсл п в акшюперпом обществ с "Сибнсф Юфовод-’. Здесь к 2000 Iоду доли М11, • ! еп.1\ а I пр\кчпмхея колее 20 леI сос1авп1 46'!-'., а свыше 30 ле! ■- 20 % [.0,(' . ’1' 1 ■

Анализу указанной проблемы, в том числе и в регионе Западной Сибири, посвящено большое число исследований и разработок. Их авторами в той или иной мере решены важные, однако локальные задачи по совершенствованию режимов эксплуатации нефтепроводов, повышению их надежности, снижеишб энергоемкости и т.д. Следует иметь п виду, что в современных условиях для повышения эффективности и надежности стареющей системы нефтепроводов, проведения реконструкции ее — весь

круг вопросов, образующих проблемную ситуацию, необходимо решать в

\

комплексе,) системно и скоординированно по всему жизненному циклу системы нефтепроводов, исходя из обеспечения наибольшего значения интегрального критерия эффективности [58,61,64,66].

В такой постановке названная проблема практически не ставилась предшественниками и поэтому до настоящего времени реально оставалась нерешенной.

Все это позволяет сделать вывод о том, что создание единой методики, способов и технических решений, составляющих комплексную управляемую во времени ресурсо- и энергосберегающую технологию эксплуатации и технического обслуживания сложных нефтетранспортных систем, реализуемых с использованием современных технических средств формирования, передачи и обработки необходимой информации с помощью математических моделей и алгоритмов, является проблемой актуальной, ускоряющей внедрение новых технологий при транспорте больших потоков нефти. В связи с тем, что в одной работе невозможно осветить все аспекты этой крупной и сложной народнохозяйственной проблемы, автор основное внимание уделил задачам техникотехнологического и организационно—методического направления

[48,54,57].

Цель п задачи исследовании. Цслыо проведенных исследовании яиляе 1ся разрабо1ка комплексной технолошп женлуакщип п

/'fioy.Mii и- ^тяргчгчпиу гигиен МИ ииа ппимшгиии

под нагрузкой и под шшялмем меняющемся окружающем среды. С’о пременсм 1П11С11С11(|)11Ц11руЮТСЯ коррозионные процессы вслсдепше . ;.1р.-]пг.1 и ;.'11И"1П. . ■ нцрч.мьи • 1101 | . : •:I■. '!л . • и ■> 'л и • п

внутренняя коррозия вследствие изменения сосшва транспортируемою продукта, б частости, при увеличении водопасыщеппосш нефти и наличии серы. Э|у проблему следует рассмотрен, с учеюм потока опсазов (рпс.2).

12000

1’ис. 2. Характеристики нефтепроводов Чпппднои Сибири

цр/'ррмгчо V ппппгппттм п'|Пии> 011.

( 'рп'- 'I »м п ]\ ;]),п. ! •) .-20 ;щ

1 ]■(*’ и и 1 р . ^0 Л(/1

< ; • (■, I * ). ( 11 |; 11.1. [, С 3 0 : ( I

о

В этих услопиих исключительно остро стоит проблема повышения эксплуатационной надежности и эффективности системы нефтепроводов с учетом их технического уровня, параметров, специфики эксплуатации. Это особенно важно для нефтепроводов большого диаметра, по которым транспортируется около 60% всей добываемой нефти через малообжитые, труднодоступные, удаленные регионы, т.е. эксплуатируются в

Эти цели достигаются автором на основании системного решения задач в следующих направлениях, которые являются этапами работ, определяющими, в известной мере, рост средне-технического уровня эксплуатации, модернизации и реконструкции сложных нефтетранспортных стареющих систем с учетом их специфики и взаимодействия с окружающей средой [51,53,62].

Первое направление - развитие системно—целевой методологии применительно к специфике проблемы и определение на ее основе приоритетных направлений совершенствования технологии ресурсо— и энергосбережения при эксплуатации нефтеперекачивающих станций в течение всего жизненного цикла.

Ііюрос направление — разработка концепции, меюдов, способов м средств орі аіііпаціїп научной, инженерной її управленческой лея іельпос ш

н м і н; ■ к ■ -і і , і; і :г •: - і І] м і і ' і .п . ■ .

и опгіімігіпііші режимов паСютьі НІ 1С п линейном чагіп.

І(ЧІЬІ І І.і 1 I (■■■ I К I і . . .. .1. .

маїемаїических моделей, экспсриметалвные иселе тваппя аксплуа іаппп резервуарнмх маркой нефтепроводов, реализуемые іі]>и рсконсірукппп. ■1 !■ і ’ии !.і! іп'і :1 " ' її ; . .г 1 :п .‘і г- ■ і " ыпі п ' ■ ■ ■ і ■ і.< .

системы, увеличения загрузки оборудования и снижения энергоемкое щ.

Чсгпсрюс направление - разработка меюднческнч положении и математических моделей управления надежностью и техническим ресурсом системы нефтепроводов па основе совершспспюваппя техническою обслуживания и диагностики.

Пшос направление — разработка пришитом и иуіеіі повышения эффективности нефтепроводов в условиях их неполной заірузки Ііуіем опінмизацпи тепловых и гидравлических режимов линейной часш при минимизации энерг ешчсских затрат.

При реализации этих направлений автором проведен епсіемнміі анализ свойств нефтсгранспортной системы, выполнено научное обобщение работ, посвященных рассматриваемым задачам, с целью

1СХПИЧССКИЄ ПОЛОЖСииЛ, МСК>ДЫ, иіоіиим. м і юы і ігп скии лт;или,

1(1! •. Г. НіМрП 1Ы И < > I р. И ІП І )П і МИ КМ М II I' 1 '1,141' ■ ‘ ч ' 1 \ І ф; II ' • 1 ' II!'

ІК'рмаПНЯП.ІХ ДОК умен ЮН, реї ламен іиіц мсіидик. И» її і р \ КИ1Ы. р V КоЬоДлМП \

і*11 \ мен р'к 13^,1" 1 \ 14,4?.,

Наушяя пошипи выполненных нсслсдопаннй. Впервые на основе системного подхода проанализирована сложная псфтетрапспортиая система Западной Сибири, определены осиоппые пут повышения сс эффективности; па основании эшго сформулирована метлика разработки комплекса мероприятий но управлению жизненным циклом системы, повышению сс эффективности, снижению энергозатрат, повышению эффективности эксплуатации; разработаны основные направления сс реконструкции. Реализация работы позволяет продлить жизненный цикл системы, сохранить и улучшить имеющиеся свойства.

При разработке каждого из направлении данной концепции получены новые частные научные результаты:

— научная концепция, структура п организация инженерно — технического мониторинга в процессе проектирования системы МН, а также реконструкции, как основы реализации предложенной новой технологии. Система мониторинга позволяет постоянно отслеживать основные технические показатели линейной части и НПС, их эффективность, техническое состояние отдельных элементов, показатели их обслуживания и ремонта [52,60,68];

— методические положения и технические решения по приданию системных свойств группе автономных нефтепроводов, позволяющих повысить эффективность функционирования линейной части целостной системы в условиях неполной загрузки;

— концепция структуры, функции системы управления надежностью и техническим ресурсом энергетического оборудования о совокупности с обслуживающими системами, предусматривающими идентичность их технического состояния, наработки и интенсивности отказов;

— результаты экспериментальных исследовании по тепловому

^ -----------------. 11::л: ,ii,I:. и л1. ... .■ .■,■■ .. 1 ->■ л,.

“Калипер” [12,17,21,2'5,28,29,30]; ■ .

— принципы реконструкции и технического перевооружения сложных

“ ■!'!;■! р | !Т| 1 ['; 1 ! III,! \ CI'.'U'M. ОС 11 > III a 1111 i .К1 11.1 СПС1СМПОМ иолхоле. ь о м п л е ь\

моделей, учитывающий дифференцировано реальные условия возрастной системы, одновременность реконструкции, эксплуатации, позволяющую определить распределенную во времени потребность в трубах, силовых агрегатах и обеспечивать снижение энергоемкости за счет увеличения эффективности энергопривода [31,33,34,35,37]. '

Практическая ценность. Реализация научных результатов, внедрение разработанной комплексной управляемой ресурсо- и энергосберегающей технологии эксплуатации сложных нефтетранспортных систем в условиях неполной производительности позволяет решить задачу по повышению эффективности транспорта нефти в сложной нефгетранспортной системе России — Западно-Сибирской. Экономический эффект от

внедренных результатов составляет 5 млрд.руб в ценах 1996 г.

ъ-очрпеь-г nvi-onnnait'HY nnb-vvifniTrm мпцепгй HnrTPwnnS

“Сибнефтспровод”, Тюменском, Сургутском. Нефтеюганском и других \МН. Кроме того, резулыап,! рабсмы использованы при ра.фаоспке реальных целевых комплексных иротрамм экономии niepi орсс\рсов в единой пефтетранспортной системе, генеральной схеме реконструкции и технического перевооружения МН Западной Сибири.

Апробация работы. Результаты выполненных исследований и основные положения диссертации доложены автором на Международных, Всесоюзных и Всероссийских конференциях, семинарах, научнотехнических советах различного уровня: Международного — 5 докладов (научно—практическая конференция “Новые высокие технологии и проблемы реструктурирования и приватизации предприятий”, г.Екатеринбург, 1995г.; Международная научно-практическая конференция “Безопасность жизнедеятельности в Сибири и на Крайнем Севере”, г.Тюмень, 1996 г.; Первый Международный конгресс “Новые высокие технологии для нефтегазовой промышленности и энергетики будущего”, г.Тюмень, 1996 г.; “Международный семинар по европейским технологиям для улучшения целостности трубопроводов", . г.Тюмень, 1996г.); Всесоюзного и Всероссийского — 9 докладов (конференция “Научнотехническое обеспечение развития экономики Тюменской области”, г.Тюмень, 1993 г.; семинар “Методические вопросы исследования

надежности больших систем энергетики”, г.Иркутск, 1993 г.; научнотехническая конференция “Актуальные проблемы состояния и развития нефтепроводного комплекса России”, г. Москва, 1994г.; конференция “Проблемы нефтегазового комплекса России”, г. Уфа, 1995 г.;научный семинар по проблеме “Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики", г. Киев, 1995 г.; научно-техническая конференция “Проблемы трубопроводного транспорта нефти и газа Западной Сибири”, г. Тюмень, 1995 г.; семинар для руководящих кадров Тюменской области “Реорганизация экономики и государственные рамочные условия”, г. Берлин, 1995 г.; научный семинар по проблеме “Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики”, г. Апатиты Мурманской обл., 1996 г.; научно-техническая

конференция “Транспорт нефти и газа в Западной Сибири”, г. Тюмень,

1Ч0йг ■>

монографии, четыре обзора,три авторских свидетельства.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

псфгетранспортныс магистрали 1'оссии имеют значительную протяженность, проложены в сложных природпо—климатических и горно—геологических условиях. Крупнейшей сетью нефтепроводов обладает Западно-Сибирский регион, являющийся и в настоящее время основным поставщиком нефти. Перестройка народного хозяйства, переход к рыночной модели экономики, спад производства привели к резкому снижению объемов перекачки нефти. Кроме того, около 40% нефтепроводов выработали свой ресурс безаварийной работы и нуждаются в реконструкции. Совершенство и эффективность системы нефтепроводов, являющихся частью трубопроводных систем (ТС), определяется прежде всего обоснованностью и оптимальностью проектных решений, прогрессивностью применяемой технологии и техники, а также организационно—техническим уровнем эксплуатации, основным кпитепипм

1 ! ■ ... . ■ I 1 ■■■

1Ы1ШМ И 1СЛН0Л01ИЯ, основные идеи создания которых оыли с! .'рмулиронапы и реализованы в 61) 70-е Iоды. Эю предонределлс! их 1!е..!.!еОК\Ю цроллную ЭуфеК 1 И-ШОИ Ь И о I с> шине за последние 1 оды

з.::.:лпо1 о про!рсс<^1 в снижении элср4 0смк0с1и. При акс1шуа»ации НТС эффективность не достигает проектной величины примерно на 40—50%

из—за отклонении от номинальных режимов работы, снижения надежности из—за больших сроков эксплуатации, невысокого уровня управления (АСУ ТП и телемеханика), технического обслуживания, в том числе способов и методов организации ремонтов, недостаточной эффективностью при реконструкции и несовершенной технической диагностике.

' Производственные затраты на транспорт нефти достигают 3 трлн.руб., в перспективе перерасход средств может составить более 10% или около 300 млрд.руб. Это указыпает на большие экономические издержки при решении проблемы повышения эффективности НТС. Предпосылки к существенному снижению энерго- и ресурсозатрат имеются как • и соответствующие проектные проработки, но традиционная технология эксплуатации НТС не позволяет реализовать имеющиеся резервы. Назрела необходимость устранить это противоречие, т.е. ликвидировать его причины. Но это — задача практически неразрешимая, так как реально созданная и эксплуатируемая НТС основана на несовершенной технике (к тому же значительная часть основных производственных фондов НТС уже выработала свой ресурс). В сложившейся ситуации, когда одновременно осуществляется эксплуатация НТС, ведется реконструкция старых систем, техническое перевооружение НТС, это противоречие возможно разрешить лишь частично на основе паллиативных решении, совершенствуя технологию и организацию эксплуатации НТС, а также ее реконструкцию.

Изложенные в работах автора результаты исследовании охватывают теорию и практику повышения эффективности транспорта нефти на основе разработки комплексной управляемой эперго- и ресурсосберегающей технологии эксплуатации, осуществляемой на основе организации целенаправлепно-функционирующих инженерно-управленческих

процессов, позволяющих своевременно ПрШШМ.'ИЬ решения О ШНЛСІІеїШПІ па систему, ПОДСИСЮМЫ И ОІДСЛМІМС ЭЛСМСН ІМ.

('ЛМІІЛІІІІІІІЛ П.Ч'С'ИГ’Ч Иіітптніпипіі ’ІІ'ЇІІПІІМІ ІТ1* И'/'П Ш "1 КІП 1-І Т* ( '

конкрешзацшо спсгсмно-цслеиого подхода, как ре культа г решения

ПОГ'Т П1»т?г*м?Ю1 п г.мошгч/Г!! ігпішпгінп'і 11111 і V її т и.' т л ш п.» \- -іч ичи

представляю г собой системную мсіодолої ні» )і|'фсі; пінної о решения носі аплепной проблемы.

Первое направление исследований носпчи". по м ч\Плсшпо и рачшпию СИСТСМІЮ-ЦЄЛСПОГО подхода, выявлению 11.1 ПОІІ ОСНОВО приори IСI пых направлений совершенствования НІС, формированию еірукіурьі комплексной управляемой энерго- п рсс\/и'»-Пореїающсії іе.хнолопш эксплуатации н реконструкции миоі они ючпых стареющих нсфтетранспортных систем.

Такая технология должна синхронно и иогшлии» охваїиваїь весі, комплекс производственных процессов и папрлгчч и. м\ па повышение эффекпшности транспорта нефти. Кроме комплг'ч тн ш чіа технология должна бьпъ управляемой, так как наиПолыпа о іффгкіл можно досінчі,

скоординированы во времени.

І І Чі I ПК- І'.І ' I о ; .' ■ '. 1 ГІ И 0.11 И ■! І" II ч '| 1: ' ■ ■! ! 1 ; ' I ! ‘ : ' ; ' I И \ ■ ! 'п "

характеризующие процессы перекачки, ігхімг" п.о:1 гостинне племен гоп,

Р: 11 Vі I '!Тр| НИ. • р' ОН І |рич"м і * ■ * • • I ;■ I п" "

управление техполопіеіі ( в ісчеіпіе супж. мге-тна, ' п.чр ьч чл, юда), іаі; и

перспективное — по жизненному циклу НТС, включающему эксплуатацию с реконструкцией.

НТС представляет собой сложную динамичную но режимам, состоянию и структуре многоуровневую иерархическую систему с единой целью транспорта нефти (рпс.4). Технология эксплуатации НТС как комплексный процесс представлена автором системно.

При традиционной технологии и организации эксплуатации НТС раздельно и упорядоченно во времени решаются вопросы поиска н реализации резервов, управления режимами, снижения энергоемкости, повышения надежности и внедрения технической диагностики оборудования, линейной части, организации его технического обслуживания и ремонта, планирования реконструкции н т.д. Другими сломами, технология эксплуатации рассматривается несистемно в едином жтпиеппом цикле НТС и при таком рассмотрении отсутствуют комплексный подход и сбалансированность в осуществлении указанной

гаммы технологических процессов. Следом іельио, оісутсиїуег нацеленносіь па оСсспсчснне качествсніші о функционирования НТС при

■І і і!' К Н . II,Ч , і і. ., , 11п ,!■ ;’) НІ, "і || ;*■ П “ТТ 7Г77 ~ ""ГТ: ІІТГ' Ч«І> ІІПОРК-ТІІПҐП.

эксплуатации нефтепроводов Западной Сибири привел к выводу о ИСООЧОДИМІЧ. ПІ ічГ>'Л.~‘т:ііОСТ7і ГЛр'Т!1Пт'1 п повышения ііх

->ффСі\ ..і і Є’ і. і і 5, 1 ' Vі '1 ' 11' і V і і' 1. і І і І І '! 'і ' ' ’ ' ' і '1 : . ■ і ' 1. ї 11II ■!

комплексной управляемой по жизненному циклу технологии эксплуатации н реконструкции НТС. Ранее эта проблема п такой постановке не решалась. Решение этой сложной, многоплановой н крупномасштабной задачи, особенно для НТС Западной Сибири , связано с трудностям» прежде всего методического плана, а также и с описанием всего комплекса процессов технологии эксплуатации, учитывающих такие специфические осложняющие условия, как многоннточность, переменность структуры при развитии и реконструкции, дннампчноегь режимов, ухудшение технического состояния и надежности, сложность и непостоянство инженерно-геологических, гидрологических и климатических условий и др.

При решении поставленной проблемы автор опирался на концепции, принципы и положения системного подхода и сисіемоіехнпки, изложенные

и|■' шіг~тг-ннигп:- ;югпятп!ты(' разрабоїке мер по повышению

•4фСЫ1Ш' їй і] ,, ::, ч - і Л II. Ч I,.

Срг ш ни\ переводные и (Дания но шчимм пр"!' ігмам і т нмныч исслсдоппннн (авторы — Акофф Р.Г).. Ьаршп; I’.. Ьнр С., і ренапдер Р., Карман П., I кчр;-. Г., Рассел І'., І арі <' ■!’ р і II. м ір ). ;і іаі.же

исслсдопания ио обіцим проблемам системных концепции в грудах Алфеева

И.II., Глупышка В.М., Грлпберга Л.Г., Нпгматуллииа Р.И., Садопского IMI., и др. Использованы и результаты исследований ученых-предшествеппнков н специалистов нефтегазовой отрасли, прежде всего научных школ ГАНГ им. Губкина,УфГНТУ, ИПТЭР, ТюмГНГУ, п трудах которых проанализированы проблемы повышения эффективности, управления режимами эксплуатации, энергоемкостью, надежностью и ресурсами, экологичпостыо НТС, Аптипьева В.Н., Ахатова И.Ш., Аксенова Д.Т., Березина B.J1., Бородавкина П.П., ВекштеГша М.Г., Вдовина Г.А., Васильева Г.Г., Гумерова А.Г., Галлямова А.К., Динкова

В.А., Ждановой Т.Г., Зайцева К.И., Ишмухаметова И.Т., Иванова В.А., Иванцова О.М., Кагана Я.М., Крылова Г.В., Кадакипа В.П., Лсйбензопа JI.C., Мнрчаджанзадс А.Х., Мазура И.И., Новоселова В.Ф., Нсволпна Л.П., Одишария Г.Э., Поршакова Б.П., Степанова О.А., Тугупова П.И., Черпнкнпа В.И., Черняева В.Д., Чепурского В.Н., Черкасова Н.М., Шухова ВJI., Шаммазопа А.М., Шмаля Г.И., Шабарова А.Б., Юфина В.А., Яблонского B.C., Ясина Э.М., Яковлева Е.И. и др.

Изучение сложной проблемы в целом, ее технологической или организационной структуры, а также комплексных технологий, процессов и шпчлральпмч свойств (эффективность, энергоемкость и др.) возможно осуществить на основе положений общей теории систем, рассматривая их как сложные иерархические системы, ’ отображающие объект в определенном аспекте. При таком исследовании прежде всего определяют причины изменений парамсфов, структуры и функции изучаемой системы, модель которой представляет собой некоторую гиперповерхность:

FsT {St, v, z}

При 'ІУ - {Г ( Зі', Vі )} > со'1,

Для выявления приоритетных напраплсішіі сопершепспюиания

! г М1V' ! 111 И II •. • , I . МІНІМ Т!Т~ 1 I I I I ' ■ ■ ■ ■ ’П 14 I .1.

11^^111 1\Ш\ 1111 і VI |/іиііміиі V/ Ч/ІЛ' • ■ ч. і • и VI!

систему, которая отражает в совокупнпон техническим уровень производственной базы и технологии эксплуакннш I П С.

При этом МТС представлена в целевом (II), функциональном (Ф), техническом (Бт) п ресурсном (Рее) аспектах моделью нпкі ралынн о облика (У/об), сформированной на основе анализа и ешмеза прпчпппо-следсівснньїх связей:

\Уоб = [{Ц} -> (Ф) -> {5г| -> {1>,гЦ (I)

В общем случае построение этой модели предопределяет следующий алгоритм: заданная цель может бы п. достигнут при реализации некоюрон функции с помощью соответствующею технического среде і ва,

предс іапляю г соооп сложные и, при приняім\ решепиих. і оі л.тг(>ваипые

п и 'і1'. і и щ ; і , [■" і: і і і М;' і г-, ■. ■ ■ 1 1 і ■ • : і1 і і: і, ■: \ ч •

1 І ;■ . ! І . І Iі \ 111! '1 .41 . II І -.1 ' І І,Ш|4Г1: І ' '■ ... !• И 4'

возможно только при реализации сисюмы всего множества целей (Бц), ее составляющих. Модель системы нелеп имеет вид:

£ 8ц={Ц°, Ц', Ц2....Ц»};ЦФ= {Ц|-п, Ц|-т...Ц.-Р}; Ц|={Ц|..Ц.2..Цш}. (2)

где = 1 - п - число уровней; I = I - п - число целен 1-го уровня и т.д.

Модели системы функций и технологической структуры записываются аналогично. На этих же принципах основаны и частные модели для изучения системных свойств объекта, например эффективности, энергоемкости и т.д. При анализе этих свойств использован принцип “черного ящика”, при котором фиксируются только входы и выходы системы. Такая модель системы, являясь частным случаем модели интегрального облика (I), имеет вид:

8={и Ц(Я)}, (3)

где ресурсы принимаются за “вход”, а цель за “выход”, II — отношения.

На основе этой модели формируются частные модели. Например, эффект - затраты: Зц«,={Ц((5,Р)/и(Зс1б)}; цель (функция) — технологическая структура: Зсг/и(Ф)={Ц(Ф), Бегает/ Ц(ф> ]} и т.д-.

Такой подход к изучению и разработке сложных технических систем впервые разработан проф. Аксеновым Д.Т. В данном исследовании он использован, углублен и развит применительно к решаемой проблеме [51,54]. В частности, это реализовано при анализе системного свойства НТС

— эффективности с целью установления факторов, параметров, условий,

ВЛИЯЮЩИХ lia ЭТО СІЮІІС ПІО И 01фСДЄЛЯШІЦІІ.\ приори 11' I III-1C Іілпрліїлеїш.'і

совсршснспюпанш: іехполої пи эксплуаіацпн 11 I С.

гплпііґ1 V - I n -їггк'м 'и.'пітміїчіч'і.ііі n пока t:i ігчч жчичуаI анионные

I I ! 1. t і I. і . 'і ‘ і і ,1 11 i ■. і ■ і і і і її, . .,

иерархии выявлены определяющие их условия. і]чн, три, иарамеїрьі п гіокачаїсли гжопомпко-техппчсскою п оріапп (ашіоппої о хараккра. При

эффскшвностыо транспорт псфіп. Более мчи, паїочьчование чиїх связей позволило оценитьзначимосіь улучшения ка '.чоіі їм угнанных канчорий ішжпсіо уровня па иптсіральпос свойство И If.

Экономическая эффективность 11 ТС завиєш оі ончпоімеїшя чаїраї п конечною продукта (Qn):

Э1К=Г(3,,, Q,i);3,K=l'rW I’,, ). (I)

где Знор, P„ — соо їветеїБСнпо, проектные іа і pa і i.i. іксплуа і ациоипая надежность.

Затраты на гжсплуаіашно являїоіся функцией н.чн гуммой чаїрат пя производство (Зпр), техническое обслуживание и ремоп і (3,„иГ) п прочие НуЖДЫ Зироч-

інпп = I ( ЗіОііі-. <n: vi )

Ж( и і\ .і і. і и 11 і и::: і п.; ic uioi 11, < ■ і11 ................ ! 11 : . . .

vmiHMivuioM iHK.rinn (n) и тни ові'чпос, і i.ki ( г,, ) чм^рыг в ігчи> очередь

’. 1!' I!’і і о і І ГЧ і' ! і : і І . ! І' 1 ! ,'' 1.' М І 1 ' І ' ■ " ■ ; і !.

возраста ( тНОр ), качества ремонта (Срес), качества эксплуатации (Сэ«) и внешних условий (Ву):.

(5)

Анализ ветви графа Зэк Знор -> Зпр -» Зам показывает, что снизить амортизационные отчисления (60% в себестоимости) возможно за счет повышения коэффициента использования производственной мощности (К* -»1) и увеличения срока службы основных производственных фондов за счет совершенствования режимов эксплуатации, ремонта и рациональной реконструкции.

Аналогичный анализ ветви графа от 3Эк к .энергозатратам на НС (более 25% в себестоимости) позволил выявить определяющие их факторы и показатели:

С другой стороны, (Зэк) определяются величиной полезной работы (У/р) и эффективностью использования (пнас) энергии в НТС. Работа \Ур зависит от объема транспортируемой нефти (<3н): .

■ лу

Зле— Г [ С^н, (Р), Т^нас, Н, Ктс ,Ктс,С?пот]

(6)

\УР = Г(д„ДАЬ,Т„)>

(7)

н яу

где Т|нас — коэффициент ИСПОЛЬЗОВанИЯ энергии на НТС; Ктс и Ктс — коэффициенты технического состояния НПС и линейной части; (^пот —

иоіерії m-за оікаит; X, ІЗ, L — соопи'іпвсіпіо козффпнпепі іидрамлическоїо сонропівлешія; длпмеїр н пропіхіліпосп. ірубопровода;

, І , і ( l ^ . ; . . 1 . . . /'I».. \ -» »>■»/<<• і /41- ічіі'І

..'-l'-'1** **'•■» I' ..-. і - . - И

лішеппои часі», лиісіісіішіосії! поюка оікачол, влияющих па лоїсрю

.і І їм

(более 10% в себестопмосіи). Величина (3,„,Т) чаппспг оі обьема рабог по обслуживанию (VTOe) п ремопіу (VFrM), квалификанип рабопшков и

времени ремонта (тГСм). Обі.смі.і ремоіпа в свою очередг. являются функциями величині,! Ф, н\ воіраста, колпчсеїва опапов, сложности элементов (С CJl)-

VppM /(Ф.Тцор,П,Ссл)) (8)

Время ремонта зависит о і способов ремонта (Ссп) и сі о организации (Sopi):

р гм

TprM = f(CciI.So()|), (9)

Таким обраюм

«'['фск і пічіін і і: і і і к

і J'MVJ'JJJIHIJ і.і .Мі J.i

жсплуаіацин 1-і ГС:

. с і ї с і см і і ы 11 анализ покаїал, чи» ; їли мииыпкним

11 С, " " . ' I 11 . 1 і I, ‘ 1 ■ ! I.' t IJ " 4 ' I ! I ' ■ ‘ j'1 ‘ 1 4| N Iі* ! I ’ ' I '

M 11 ■IIIJ ! \ IIj'. 4 I . , • 1 I 1 ; і ' '. 11 :' 1! ' I. ' I ! ' 11 > 11J•>

— выявление и реализация резервов производительности НТС:

Qh =Q , NHc->min, Ku-> 1;

— управление режимами работы НТС с целью снижения

энергоемкости Эе -» min;

— управление надежностью и ресурсами основных элементов НТС:

Над -> I, Урем -» min на основе совершенствования системы

ТО и Р : 3 т<жр -> min, Над -> 1;

— управление эффективностью реконструкции:

Qh = Q, Эре*-* min, Эе min, Ku -И, Зэк -» min.

Для описания состояния такой технологии и технических средств используют многомерное пространство, а показатели каждого элемента группы на входе системы и на выходе интерпретируют как координаты фазового пространства , так как изменяется во времени вход [U(t)], выход [Ц(т)], процесс и техническое состояние системы. В этом случае совокупность точек, описывающая состояние системы, представляет фазовую траекторию системы в пространстве. При ее отклонении (от заданной) технология в целом или ее отдельный процесс должны получить воздействие с помощью органа управления по принятому на основании целевого синтеза пнформационно-управляющих процессов решению. Аналогично можно представить системно каждый из производственных процессов, составляющих комплексную технологию эксплуатации.

Эта технология одновременно и постоянно охватывает весь комплекс производственных процессов, а реализация ее нацелена на повышение эффективности транспорта нефти. Кроме комплексности технология должна быть управляемой, так как наибольший эффект возможно достичь лишь при совершенствовании необходимых процессов и их операций

Сфот скоординированно во времени. Объяснятся эю тем, чю НТС функционирует непрерывно н в течение всего периода изменяются факюры,

I . • , } ч . ,, , . и V , 11 11;. 1 (.' | ■ |! 1 \ Ь 1 и ! И ^ 11 : I ■ 1 ' 1 И 11 * < • ’ г '

чпрмрнтоп. осуществляется ИХ обслуживание »1 |^т^п *, 1 .

111 > I П V | к' ч. > |1 >. I. I . / - к •; .. I > . 1 - 1! - И -* - ! 1 {’ I! I ■ I • I * *! • ' !4 ’ 1 • '■ > 11 ( I -1.11 I *! I: •

времени позволит обеспечить равнозначность наработки технологических комплексов, безотказности, ремонтопригодности и энергетической 1-1. пищ.к П1 ’Чп*1'1 чс1ко и I >,попрячешь т! 'ни <.Ч'П м ш.ни'пи’ни'-текущих ремонтов оборудования НТС н линейной части; даст возможность эффективно управлять реконструкцией НТС и ее основных элемента па основе научно-технического прогресса. В данном случае имеется в виду как оперативное управление технологией (в течение суток, месяца, квартала, года), так и перспективное — по жизненному циклу НТС, включающему одновременную эксплуатацию, реконструкцию и развитие.

Очевидно, что в конечном счете экономия от применения такой прогрессивной технологии эксплуатации, главным образом, сведется к экономии энергии, материальных и трудовыл ресурсов, т.с. к эперго- и ресурсосбережению.

Таким образом, предложенную новую технологию можно считать комплексной, управляемой, ресурсосберегающей технолотсп

L> си/ии е -»aw о L't:. '' • ' '' 1'; ' i 1 1 ' '1; 1 ;

: 11 1 Л I ! i i < I Mill И . iil1K.il i . li I 1 ■ ■ , г ■ ■ i . ■ '

>ч нанесенных aipai проивляеюя с тг.гстппм тпгом но времени. ю >ффскшы1ис1ь iwAHo;iuiun iicuG.\o;uimo uiieniiiai I. пн iei paai.iu', i г <а r.cu, .mi Hiemii.iii mhi.j MTC. Кршерпй “ирииеденние <aipaiu” не о l paa .ie i *111 особенности. Поэтому при выборе стратег nil эксплуатации, рскоисгрукцни

и развитая НТС предлагается вариантные решения оценивать по критерию “комплексной эффективности” (Кэф), определяемому как соотношение суммарного за весь цикл эксплуатации произведенного целевого эффекта к возникшим совокупным затратам за этот же цикл:

Тгкц

/

Цэ СІТ

(10)

т=0 Зсуи <1т

где Тжц — время жизненного цикла; Цэ — целевой эффект; н - начало; к - конец.

По второму направлению исследований осуществлена разработка концепций, механизма, методов и средств создания и организации информационно-управленческих процессов для реализации скоординированной во времени комплексной ресурсосберегающей технологии эксплуатации и реконструкции НТС с цслыо совершенствования управления. Созданы АСУ ТП, внедряются системы технической диагностики и др. Положительные результаты этой работы известны (рис. 5).

ИЕФТЕТРАНСПОРТНАЯ СИСТЕМА

рагметраим тформлпл по прянятим реш»акам,т*я

ИГЮСКОЫ7 СОСТОЯНИЮ * ~

Выбор расшоаолыых раюаая* по результатам

Обмггы управлена* (р*ж»ми, т«хжш«сжо* обо-лужямат* раго*-струкава)

Лаивіяая часть ь Г)ер«п- ■и Среастм язмаря- - Сбор ■ Обработ -> Алго- ритм - р*іо»ми МОП - Пряхя-

—р- формацяя яяа аяформ*- ыааяя кряхтя по опта» рашаяяя

11 С ь -*• -► «*• — -*■

Г г

Пврвгаы* Р*пктр«ру»

аатажя гая*

проборы

л л

Рис. 5. Общая модель инженерно-технического мониторинга НТС

Необходимость реализации предложенной ресурсосберегающей технологии ставит новые, более широкие и углубленные требования к

иифирчпии.'П., •*' ;; м;*.:- :м: ■! 5'" ;ii‘r .

штфгфчпшг? т: упрптгиил ”” ~7~; ■"пи' . t- иршм in..

{ КПО[1,ЧН1Шр>'Ь;1М|,| J\ rid -Ml ШГШК'ЧЧ ПШТ '"ПИ ч."П ' Г^т-'Й )V\\'

на систему и оценки их эффективности. Для эюго необходимо, прежде всего, постоянное ипи г.истрматнчргкпр “от(Ч!1'м.мп^11|'>’” ^гоцрлрожл'чт")

• •••ионных им , -i pa.ii.lli l\ xap.ii iepn. mi • пги'Ч.гп . i-o.\ i. щмо. n

энергоемкость и т.д.) и конкретных факторов, параметров и условий, отображающих ход процессов, техническое состояние, объемы работ но ремонту, потребность в запчастях, движение бригад и т.д.. Для этого в системе должны быть организованы целенаправленные информационные потоки п их обработка с помощью современных технических средств. Существующие автоматизированные системы управления не удовлетворяют указанным требованиям и потому необходимо их усовершенствование и развитие.

Рациональная система информационно-управленческих процессов, охватывающая в совокупности непрерывные и дискретные процессы технологии, позволяет организовать ее, т.е. снизить энтропию системы (Н):

, :. I ill!) ; iiui; ! ; ■ <

; i. iv no i..; ,ii,l , и. К'чооор i u i iiuiii ] !•, o, i. a - число cut n-\:.i шачимых сиойов; v - niii m uia'i.iiiiiix ihh seii; li - mih 10 ciic R'MO nia'i.uii,, •. iiioiicm cnHicii; i н I ■ im м i.i'.mhioi: npoc i рано l i:,i и ltpCMCHH.

Управляющее воздействие на систему или отдельный процесс формируется органом управления с использованием поступающей в него и синтезированной информации в виде вектора выходной - первичной информации (И) с помощью модели трансформатора, оператора, модели

- М; ф = МИ. При 'наличии комплекса процессов, взаимосвязанных и дискретных, общий вектор выходной синтезированной информации представится множеством векторов по числу решаемых задач {И}={Мф} или с учетом обратной трансформации {ф}={МИ}. Минимум необходимой и достаточной информации следует определить путем анализа пересечения множеств входных и выходных информационных потоков, так как одна и та же первичная и синтезированная информация используется для решения нескольких задач. .

Главными задачами создания условий целенаправленного управления технологией эксплуатации являются: формирование достоверной исходной (первичной) информации о факторах, параметрах, состояниях и условиях; сбор, передача и первичная обработка исходной информации; преобразование информации в форму, приемлемую для использования в управленческих процессах и выработки воздействующих импульсов. В системе (рис. 5) выделен блок ИТМ, предназначенный для решения такой задачи. Он включает в себя АСУ ТП, систему технической диагностики (СТД) и другие организационные системы. Совокупность методов, способов, процедур и моделей управления, технических средств и систем составляет инженерно-технический мониторинг (ИТМ).

ИТМ представляет собой специализированную функциональную подсистему НТС. Создание и эксплуатация ее сопряжены с определнными затратами средств. Таким образом, с одной стороны ИТМ позволяет

Z.6

обеспечить экономию ресурсов и снижение зшраг (Эк), с другой -увеличивает затраты (31Гш). Необходимо соблюдай, условие: Эк >> Зтм. В обшем виде ИТМ описывается разработанной автором системной

которая характеризует его в целе-функциопальном (Ц,Ф), структурном (Бт)

и о[)[ ан и типи]! ■ >- жопочическом (S,->, ’ М m n.'i i.! \ ~ik icm.i 11ТГЛ . i<> i ,1,1 i.i KtlK MMIlHMyM, bKJHU‘iaib j l-i.V.;!,

техническое обслуживание и ремонт, реконструкцию и техническое перевооруже! те.

Сущность технической диагностики (ТД) как подсистемы и функции ИТМ, специфика ТД как инструмента системно-структурного анализа заключается в возможности вычленения из объектов НТС элементов, которые следует эксплуатировать по ресурсу, по состоянию или по уровню надежности. При этом классифицированы и оценены основные типы и виды ТД, применяемые на объектах НТС Западной Сибири как параметрической, так и разборной систем. Наиболее результативны параметрические методы диагностики, базирующиеся на специальной обработке и анализе значений обобщенных внешних воздействий, термодинамических и вибрационных параметров, измеряемых на объектах

•' ) ! I I I I ! , П I I ; j , ; ■ . i ) 1

‘ ■ ■ ■ 4i I ич;гли ч о ч.~»‘тппг • ~'т ?;:^гги ''г^г,т,:тп!!мм

Hiui/iC к С/i ai\»j w-ioiiL..;,. i 1 i *«i, i.i.. i*. . ■ \ ' . ■ i >• ! ■ 1

мпелоде i ими l( . \ ; ;m\ lunci оси" < J) V11КIUI (51111 p О} . 11 И 1 I ( h\i) piMIIIlC К И Л MOO e

^пилимо Mi \K’\ (марпип алыюго) подхода tin пнюпе кошюттн

минимаксною риска, либо на основе проведения периодического анализа “закаты-эффекты'’ [68].

Эксплуатация по состоянию является наиболее экономичным (затраты на ТОпР снижаются на 25 - 50 %) методом поддержки и сопровождения оборудования, обеспечивающим. максимум их эффективноеш, надежности и безопасности. Важным этапом процесса функционирования ИТМ становится оценка выработанного и остаточного ресурсов. Здесь наиболее подходящим является байесовский подход, а также подходы, основанные на применении моделей марковских и нестационарных дифференцируемых процессов. Априорная информация о долговечное «и объекта пли накоплении повреждений на каждом этапе уточняется по результатам наблюдений за индивидуальным сооружением.

Применяемая в АК “Транснефть” система ТД позволяет установить параметры, характеризующие работоспособность, оценить их динамику до аварийного выхода. Результаты ТД используются для экспресс-расчетов энергетических показателей. На НТС Западной Сибири уже имеется основа для формирования первой очереди ИТМ управления комплексной технологией эксплуатации НТС. Это АСУ ТП, ТД, телемеханика и др., а также алгоритм для преобразования первичной информации в управленческие воздействия [56,59].

Техническое обслуживание и рсМонт НТС имеют цель восстанавливать изменяющиеся в процессе эксплуатации параметры системы, предупреждать снижение эффективности ее работы, исключая преждевременное разрушение и снижение безопасности. Естественно, что система технического обслуживания и ремонта (СТОР), построенная на принципе полного предупреждения отказов, не только не является эффективной, но невозможна в принципе, поэтому плановые частичные

восстановительные работы неизбежны при любом варианте обслуживания. Исходя из этого, выделяются основные функции СТОР, заложенные п

л '1.с I. 1.к.г. ,.| ,1111111. (мчмафш-.и’чип , .'!и и ..■ ■

содержание раиог но и принципиальные основы, па коюрых

л п 11 > з 1 I ..11, 'млнП'. ... 11;. ш;, .. ;...: .........

функционирования системы в целом. 1 ^следование качеста функционирования СТОР магистральных трубопроводов показало, чю ее 111.1.101 ом \|ч_., . .. г, и.и и макмапинч к,»ч мо 1 ■ ч.к ; . .ч ■ ,1 - ■ ". г, 'Ш щи, отображающая взаимодействие обслуживаемо!"! и обслуживающей систем.

Анализ полученных результатов позволил определить оптимальное количество ЦАРС (централизованных аварийно-ремонтных служб) для обслуживания системы магистральных трубопроводов на примере Западной Сибири.

В процессе эксплуатации магистральных трубопроводов происходи! постепенное ухудшение их показателен надежности. Эти “потери” надежности могут быть в какой-то мере компенсированы определенным комплексом организационно-технических мероприятии, к которым можно отнести планово-предупредительные ремонты (ППР) и текущие (профилактические) осмотры (ТО). Своевременные и целесообразные по объему профилактические работы позволяют не только улучши п,

иолшлиш! прооЛ^мы.

периодичное п: ! :р,;фплак шк;

- определение содержания профилакшчехки.ч рлио1 или ооьема ирофплак пи:;

- организация проведения профилактик.

Все они проводятся после тщательной ТД.

Если последние две проблемы могут быть решены на основании практического опыта, то определение периодичности профилактик требует определенных теоретических исследований.

Функционирование участка магистрального трубопровода (линейной части) можно с точки зрения надежное»! представить в некотором приближении следующей стохастической моделью.

Система в каждый момент времени может находиться в одном из трех возможных состояний: исправном, неисправном, аварийном. В первых двух состояниях система работоспособна, но во втором состоянии в ней присутствует дефект, который при некоторых условиях приводит к отказу, то есть система приходит в аварийное состояние, требующее проведения аварийно-восстановительных работ (АВР). Переходы системы из первого состояния во второе, из второго в третье и из третьего в первое или во второе случайны, и во время нахождения системы в каждом из состояний, подчиняются некоторым вероятностным законам. Проведение же профилактик (ТО и ППР) в тот момент, когда система находится в исправном состоянии, переводит систему с некоторой фиксированной вероятностью в исправное состояние, то есть в системе также возможны переходы из второго состояния в первое в фиксированные моменты времени.

Для этой системы были получены и решены дифференциальные уравнения для оценки вероятностей нахождения системы в каждом из трех состояний, то есть описывающие динамику изменения состояний системы в вероятностном смысле. Уравнения получены в предположении, что “времена жизшГподчинены экспоненционалыюму закону. По полученному решению можно определить зависимость любых интересующих нас

показаіелсіі надежности иг величини мсжнрофплакшческого периода. Полученное решение проверялось меюдамп имиїациониого

і ірії ’ К п і . V 11) Ь.’М СІІ!! І і І і і ч .1 І .11 П ; І І 1 Iі. . і , ‘ 1 ( І. і І ■ ■ 1

В качестве критерия, па оспопе котрою определяется ошнмальпая

періїч 11 Iі и. .її,, і. і.і Праї і м 11 и 11 м \ м і \ ’.їм і і , і і і 1.1 і іі.і і.мн і ик'і ііі, , і і ,.іпні і ■ і) ,, і’і оі аилрни з,і п.'і')),>, і, •, І І є, ілцпіі.

Надежность магистрального трубопровода определяется как надежностью линейной части, так и надежностью насосных станции. Предложена модель, описывающая откаїьі п работе центробежных насосов, эксплуатирующихся на насосных станциях магистральных нефтепроводов и позволяющая учитывать процесс изменения основных параметров этих объектов по времени. Предварительная обрабогка информации об отказах центробежных насосов позволила выделим, следующие основные причины отказов : повышенная вибрация; ремонты различного вида; отказы торцовых уплотнений, приводящие к остановке агрегата; перегрев подшипников; невыясненные причины (до 3'

Выделены две основные группы причин отказов - внешние н внутренние. К внешним причинам при такой классификации относятся

перекачни,темого продукта ^содержание серы механических гірпмесеіі пил

11 і , . . . ■ і 1111 и м при Iі; і' . - ■ і ■ ■ ■. і : . . .

і ні її ір л і мер 1.1, вид исполнения, качес і іпм і ь ,рі. и п і і.

Такой подход почполяйт описам. іпмепешіе пн гегртмтгг

ІІОКЛІЛІСЛ.І , ч сі і совокупное III ОСНОВНЫХ .Пр'І.ІІОН, ІІЛ II І\.1 І 11 (і Ч ЄМІ.І \ п;

магистральном трубопроводе, следующим дифференциальным уравнением

dn(x)

------=[К, + К2(х)]п(т), (13)

dt

где : n(x) - текущее количество исправных агрегатов на конкретном

трубопроводе;

К| = const - коэффициент, учитывающий влияние на отказы агрегатов причин первой группы (величина постоянная для каждого трубопровода);

Кз - коэффициент, учитывающий влияние на отказы агрегатов причин второй группы Кг (т) = а ехр( Р т);

а, |3 - эмпирические коэффициенты, расчитываемые по экспериментальным данным.

За критерий адекватности моделей в рассматриваемых классах

функций принималась минимальная величина дисперсии адекватности

п

2 (Um-U„c)2 г i=l

СТад— (14)

П- 1

где U м - количество отказов, полученных по теоретической модели;

U ,кс - экспериментальные значения, полученные на основании данных промышленной эксплуатации магистральных трубопроводов.

Сравнение расчетов по принятой модели с промышленными данными по отказам агрегатов на магистральном трубопроводе Западной Сибири показало удовлетворительную сходимость результатов.

Третье направление посвящено повышению надежности нсф/еспабжепия на основе рациональной загрузки трубопроводов и оптимальных запасов нефти в резервуарах и показывает, что в условиях удорожания сооружения нефтепроводов и перерабатывающих заводов, а

также централизации обслуживания м;и истральных трубопроводов в труднодоступных районах Севера чош.чнастгя -шячгпкг. иефтехрямпниш

JiijiLM.ii] | : .'Н 1С1ШИ,. 1-.,м1!ЧМш.. .1 ■■■, ; .1 ■ 1 л Р ! I 4 1 • - . и м. , , п ] ■ ■

1|' \ 1 • 41 ; ! [ ; 1'.' 1 р.", г 1 ;1',■! г 1 ■1 ; 1 " •, ■ ' м, :|1, ' ■ ■ , ':', ; ли.-

снижение за фат в труоопроводном транспорте нефти сегодня может быть достигнуто только путем увеличения коэффициента использования ХраМИЛИШ ..1 С'КЧ инедренпм Про1р'. И ШЧ1Ы\ М.’ИМ'Ч К'ХНН'КЧ 1 41 I ■ иислужииинии и ремонт. .

Анализ эксплуатации стальных вертикальных резервуаров (РВС) и вертикальных железобетонных резервуаров (ВЖБР) на магистральных нефтепроводах позволяет выделить два типа процессов, приводящих к отказами РВС. Это отказы коррозионного типа и отказы усталостного типа (малоцнкловая усталость), а на ВЖБР - отказы из-за негермстичности стенок, днища и кровли.

Установлено, что отказы коррозионного типа характерны для резервуаров, выполненных с достаточно высоким качеством. Отказы малоциклового типа характерны для резервуаров, имеющих существенные отступления от проекта. В таких резервуарах формируются неоднородные поля напряжений и деформаций. В некоторых зонах напряжения могут превышал» предел текучести, что обусловливает возможность процессов

м а I ■ -1 ш : , ' : .м. I .; » 111 • ■ ‘1 I- ;11 -1 ■ 1 ■ . ,: , .! :п ■ .: . . ;:

-мх^.^сл кдЦмы, МшчсммилЬнШ и уриШ1Н -заполнения

ре *ерь\ар.: пел и чи I юй минимально^ \р<ч’.пч п ч.кююм чередования

ЧЛКС 11 М Л 11., • .. о II минимально)! о \рОШК'Й

11а ^анс расче;а рациональной ^ирулчн нефюнроьодоь и оптимизации запасов нефти в резервуарных парках (РП) решается вопрос о

запасе, который должен быть обеспечен резервуарным парком в целом. Разработанные модели позволяют при заданном оптимальном запасе нефти для данной НПС распределить запас между резервуарами этой НПС таким образом, чтобы обеспечить максимальную надежность парка. При этом оптимальное распределение запаса между резервуарами производится на основании рассчитываемой величины остаточного ресурса каждого резервуара как элемента системы трубопроводного транспорта.

В качестве критерия оптимальности использован коэффициент оперативной готовности резервуара K0i{x), который соответствует положению, когда резервуар в момент времени х находится в работоспособном состоянии и может проработать безотказно еще в течение времени Тог - времени оперативной готовности.

Входными параметрами модели являются: Тр - среднее время нахождения резервуара в работоспособном состоянии; Тп - среднее время нахождения резервуара в неработающем состоянии. Тп=Т<х+Тппр. Та -среднее время аварийного ремонта; Тппр - среднее время нахождения резервуара в плановом ремонте. Выходной величиной является оптимальная наработка, по истечении которой резервуар должен быть обследован и направлен на ремонт.

Величина коэффициента оперативной готовности определяется из уравнения: •

К0г = Г(тД) т?

К„г =-------------, (15)

Тр + Т0+Тппр

где f (тД) - функция распределения времени безотказной работы;

Для резервуаров первой группы, в котрых превалируют отказы коррозионного типа,использована модель, предложенная Г'аллямоиым А.К.

и '.1. | и . . , ' 'II,); 1 \;I; 11• I! Iл 1! -,:п V : | ■ ■ ;

■ г < 1 ' "

■и/ - и,-' - ЧЧ V-----)< V"’)

8у о

г г1

1 Л С Ф, ■- I 1“ Л / - ИОрЧПЛИ 1"|‘ . 1 ' | I н' ' ! ■!• | | I !

ТУ

О = — - безразмерный параметр времени;

Д

V - математическое ожидание скорости коррозии;

Д - допустимая величина коррозионного п люса;

5ч - вариация скорости коррозии.

В исследованиях по второй группе резервуаров используется допущение о наличии в конструктивных элементах резервуара

“необнаруженных” поверхностных дефектов малых размеров. В качестве остаточного ресурса предложено использован, число циклов (1^) опорожнения - заполнения резервуара до достижения скрыюп трещиной

“критического размера”. Процесс эволюции трещины описывается

уравнением Пэриса-Эрдогана.

I ,

—— ^Г(ЛКЛП

I де I, - Iск\ 1 {;;;»ра(мер окнпвален шоп > решит I.

Л К! - раз мп л 1 ■'->:|,<[!||цнсп К1 пн итктшпос 1 п п.шр I | -111111.

С,и - кошл^!1 материала.

Разработанные модели позволяют реализовать детерминированный подход к решению задачи о долговечности резервуаров второй группы. Такой подход хотя и представляет возможность создания инженерных методик расчета долговечности резервуаров, тем не менее приводит к необходимости использования весьма значительных (до 20%) запасов по числу циклов, так как основные параметры модели - суть случайные велнчины.Оценка долговечности резервуаров производится на основании уравнения (16).

Анализ полученных решений для резервуаров первой и второй групп позволяет определить основные пути повышения надежности II эффективности эксплуатации резервуаров, в частности, очевидно, что оптимальный ресурс возрастает с увеличением параметра т0г.

Составляющие параметра величины Тр, Та и Тппр характеризуют уровень надежности системы трубопроводного транспорта и эффективность системы технического обслуживания и ремонта. Так если все элементы трубопроводного транспорта обладают высокой надежностью, то время оперативной готовности становится величиной достаточно малой. Если трубопроводный транспорт обеспечен высокоэффективной системой технического обслуживания, включающей эффективную систему диагностирования, то среднее время, затрачиваемое на плановый и неплановый ремонты, близки по величине. *

Наличие надежных методов диагностирования позволяет прогнозировать вероятность отказов и подготовиться к очередному ремонту. Таким образом, при наличии эффективной системы технического обслуживания Ког -> 1 . При низкой эффективности системы технического обслуживания время Тп увеличивается по сравнению

со временем Тр. Очевидно, по мере старения системы транспорта псфін,

пічнім : ' і- . ~и мм -."; > л !. • і імг.і'і "■ ' "• м‘".г'т ■т,-'”іттт

харакхсрнсіпкип л|»ц»сі\ іпьіи/^іЦ ~ — і- і.

, І 11!' 1 1111.. і‘| феї 1111.................................. ■ Ч , ■ ■ ] ■ І ', і 1 і і

транспорта, вообще говоря, ограничены, і.к. значения всех входных величин параметра определяются уровнем технологии производства. Но па оеноь.ииш .... іе\ш ч і' ,иі:гііі і.т мім по <чір ■ і• • ім и >>і іс нчп і,- направ іепиі. увеличения эффективности системы.

Разработка эффективной системы диагностирования, корреспон-дировацпой с методами прогнозирования, применимыми для индивидуального обьекта, позволит максимально сблизить Та и Тппр. В результате существенно увеличивается т0г.

Концепция состоит в том, что высокая надежность нсфтсснабжения может бьпъ обеспечена наличием резервов пропускных способностей трубопроводов, запасов продукции у поірсбпіслей н свободных хранилищ в пунктах потребления. Повысить эффективность использования хранилища, в особенности головного и конечного, можно с помощью управления запасами трубопровода. На многих трубопроводах такой резерв имеется. Если же суммарные ущербы от простоев магистрального і і ' і І і! . і і і. . і, 11 > 111111 .) і н її. 11'; ■)' : . і ’ і: г і. і і 11 м1 і ч. ,

оказаться эффект нвнымн и заїра іы па создание резерва

11 [І 4 1 ІІ.< >,ІІІ . І , І її ; [5 и ЧІ| "І.Ч1 1 (' ■ ■’ . . ■ І; >11 . і •' чин І -ті .і

продута в\;>\; німос і ь головного и конечного хранилища никак не виписі на ереднее время простоев промысла и завода при оманах ірубоироїшда.

Расем. ■1 рпм проблем) повышенна на к'лл н к. і п неф іепровода с резервуарпыми парками с помощью управления запасами нефти в РП. При

этом определяется, в каких случаях надо управлять запасами, какие поддерживать запасы нефти в РП и ожидаемый при этом эффект, какой должен быть оптимальный резерв производительности нефтепровода. По данным Черняева В.Д. результаты, полученные при оптимизации запасов нефти в РП однониточпого нефтепровода, могут быть использованы при определении запасов нефти п РП разветвленных и многониточных МН.

Отличительной особенностью предлагаемой постановки задачи определения надежности МН с РП является возможность управления запасами нефти в РП. Теория управления запасами непосредственно не можег быть использована, так как в данном случае управление запасами сводится не к расходованию и пополнению запасов, а к их перераспределению по РП. Моменты же перераспределения запасов определяются внутренними свойствами системы, которые обусловливают ее надежность.

При построении модели используются следующие предпосылки: отказы на эксплуатационном участке (ЭУ) независимы и не перекрываются во времени; после ликвидации каждого отказа имеется возможность восстановления запасов нефти в РП в соответствии с расчетными уровнем; системы трубопроводов, соединяющие промысел и товарный парк, а также сырьевой парк и завод, более надежные в сравнении с ЭУ; производительность поставщика и потребность потребителя -детерминированная величина, зависящая от заказов потребителей.

Исследования показали, что в качестве критерия оптимальности целесообразно рассматривать минимум затрат на повышение надежности (с учетом затрат на управление запасами) и экономических ущербов из-за отказов. В качестве финансовых ущербов рассматриваются суммарные

ущербы от простоев промысла, нефтепровода и завода. Среднее значение

критерия ппТИмаШ.НПСТИ ппречрпяпси г vm'tnu керпоцюгги

ii.'i i.i.i ■. '.и-- «лп.с.ч ч'■*]. in i i’ii • ; • i! i

' 1 ’ 11 ’[\l" ; i: , ■ : . : nil IClk IIBfb1 ' III i i . ' " ■ ' 1 • i ' : |1.

производительности нефтепровода.

Задача заключается d расстановке н вместимости резерпуарных

IIUpbOB. 1 1 1, iep,UllliaeMl.l\ )Л||аСО| И i|-III > НИ\ И [\ч;р|'.Л

щ/шииидшельниеш нециацюиида, оиеспечиншощих минимум функционала.

Предполагая, что за время между двумя отказами запасы нефти в резериуарных парках восстанавливаются полностью, можно построить модель оптимизации запасов нефти в РП. Полученное при этом значение экономических ущербов и представляет их оценку.

Четвертое направление исследований позволило разработать методические положения и математические модели, связанные с разработкой, реализацией и исследованиями надежности и технических средств диагностирования, в первую очередь линейной части стареющих систем нефтепроводов. В работах [55,56,59,61,63] показано, что наиболее значительный резерв повышения надежности и эффективности НТС заключен в интенсификации эксплуатации оборудования на основе

ь ариилеме маделтллп и ucjuimcikiciu pauoiu труоопроводных спс н'м в нас . ;пцее время скшпияня припри i с ! пи м и ic ч 1 р. >. и и \ с i а реп пи.

I! н.к ; пасе время пока не pa ip.r ■ > мпо .и.,и -при aiaiin >ii мсьмш.п определения ос1ашЧ11ою рсс>рса 1руоо1Цп>ьида н ею jjicmciuuh. Эш работа проводится сейчас в институтах ИПТЭР, “Нсфтегазпроект” и в

центре “Диаскап” п др. Для оценки остаточного ресурса нефтепровода используется ведомственная методика.

Представляется целесообразным при обследовании трубопроводов ироводіт. ниструмепальную проверку не только его защищенности от коррозии, її не только акустико-эмиссионный анализ условий его работы с точки зрения режима нагрузки, т.с. его предыстории: чем больше будет накоплено информации о режиме работа трубопровода, его пространственном изменении положения н т.п., тем точнее может быть сделан прогноз его работоспособности.

Изначально уровень надежности и безопасности трубопровода закладывается и регулируется нормами. Однако, общероссийских норм по надежности и безопасности трубопроводов нет. Ведомственные нормы используются широко. Ими пока и руководствуются проектные организации при разработке проектов реконструкции нефтепроводов.

Традиционный прочностной расчет в наших н зарубежных нормах признает конструкцию приемлемой, если эквивалентные максимальные напряжения в трубопроводе не превышают предела прочности или текучести материала с учетом соответствующих коэффициентов запаса. Но все это ориентировано на использование труб, технологии заводской и монтажной сварки, полностью отвечающих ТУ и нормативам, т.е. расчет строится, исходя из бездефектности материалов, труб п сварных соединений. Но как показала пиутритрубпая диагностика, обладающая высокой разрешающей способноетыо, на каждом километре трубопровода обнаруживается большое число дефектов и не только строительных или эксплуатационных. Здесь и скрытые дефекты металлургического происхождения, и дефекты, возникающие в результате формовки труб, и другие, не выявленные ранее из-за отсутствия высокочувствительных

контрольных приборных средств. Реальная конструкция всегда содержит

итпр!.!#» и црП||^ОГР ^ппи/аишин мтл/г мпимниплтчг

да <]"> ик'ни.

; .1! . I ЫИН !1 ,| Ь'Ир ч : ' ; , , . . Г. . , ' " ; '

профилсмсром “Калипер” выявило 342 дефекта ( па 5226 км ) п дефектоскопом “Ультраскан” - 60242 дефект, из них серьезных 1861 (на К) Ь км) Ьо.к- /и;.. н 1 них и фднемм

Функционирование системы магистральных трубопроводов треОует постоянного решения задачи обеспечения требуемой высокой надежности нсфтсснабжеиня. Комплекс мероприятий, позволяющий разрешить эгу ситуацию на системном и объектном уровнях, включает в себя ряд частных задач:

- системный анализ проблемы надежности сети магистральных трубопроводов, формирование направлений повышения надежности исфтеснабжения;

- разработка методов управления развитием и размещением резервов производственных мощностей (включая размещение новых технических средств) в системе нефтеснабжсния;

- формирование методов оперативного управления надежностью трубопроводного транспорта;

1 .: ■ I ■ 11 . 1. -■ л I I и' м II 1 11, ■ ■ ■ ' ■ ........

...... -V, „л.;

- (Нин ниь.шпе на пл) а I ;щ]|.чип.!\ мер. м[рил I ни г, 1 мг.кпы ч ПОЛ11К Н'ЧЛЧ ' ! 1V 1СМ1.1 I |р.'М |.||' ЮГ,. '1 I I -р.1 И -|]. I; Г) . Г • II 'ЧМ1М1.Ч',1Н\

стихши наиболее массовых проявлений о п..ио 1; ф>й,

- формирование взаимосогласованной системы нормативов надежности, обеспечивающей согласование оптимальных требований к надежности на различных ступенях управления трубопроводами [56, 61].

Таким образом, основной целью настоящей работы является создание паучно-ирактических основ повышения эффективности функционирования магистрального трубопроводного транспорта на базе комплексного и системного повышения его надежности.

Начальным этапом решения этой задачи является структуризация моделей объектов исследования. В порядке возрастания сложности рассматриваются технологические элементы и управляемые комплексы:

а) блоки насосно-силовых апэегатов и других элементов станций;

б) насосные станции как совокупный агрегат первичных блоков; в) перегон (станция и линейный участок).

В управляемые комплексы включены:

- трубопровод как последовательная цепь соединенных технологических участков; - региональная система трубопроводов.

Методы исследования обеих групп принципиально отличны. Первые выступают лишь как несамостоятельные масти управляемых комплексов. Но даже для управляемых комплексов при переходе от технологических участков н трубопроводов к региональным и общегосударственным российским системам пролегает качественный рубеж, связанный с формированием оперативного управления системой магистральных трубопроводов. Возможны две территориальные схемы, построенные по I миологическим и производственным требованиям.

Первая связана с последовательным формированием режимов огдельпых протяженных трубопроводов вниз по уровням, вторая формируется вначале от системы в целом к ее производственным

подразделениям, з;исм к трубопроводам, «ходящим и их сослав. Пменнся

1.™чш1/пп'ппа II iie/ioc:iaiKit гаждоп из альторна пт.

хорошо к ним адап шровапо, опесиечивая ими'чт ............................

эксплуатации данною обьскта, используя тнмоя.иосш формирования

С условиями PCMOIIIIIOIO UOeJI}/tuimiiui)i т> и| Vkv-. ......... ..

меюдам и информационной обработки ппсииятых сшуацпп.

Схема управления, основанная по нроитоде тешюи структуре, использует имеющиеся у верхнего уровня чппшые ричаш управления поюкораспределеннсм, создает лучшие тмможностп для ремоннюго обслуживания и полностью отвечает условиям погашения ппешппных ситуации. Очевидно, что она п меиынги мере орнсн тирована на ТСХНОЛОГНЧССКПИ обьекг- трубопроиод.

Па практике имеет место совмещение условии, требующее ОН П1МПЛМ10Г0 сочетания первого н шорою подходе» п пклгочеппя их п двухуровневую систему управления мт псфллып.ш трубопроводным транспор том (акционерная компания - территориальные акционс[)ш,1е общее та).

их главной задачей являсich iumhi4i-4>ui i r ,

исключением чрезиыч.ншыл <_ (I i jy a i i i i i i, .,.s: : 1 , .a :

уровня.

Временная схема включает в себя различные функции: прогнозирование (на период 10-20 лет), проектирование (на 2-10 лет), различные виды управления действующими объектами.

Ситуативная схема предполагает управления в нормальном, аврнйном и послеаварийном режимах, а также в утяжеленном и ремонтном режимах.

В качестве показателей надежности сета используются дефициты сдачи (приема) нефти или коэффициенты надежности, которые получают расчетными инженерными методами н соответствуют различным возможностям режимного управления по ограничению последствий отказов.

Такие возможности связаны с разнотипными, в соответствии с особенностями управления, стратегиями использования пропускных способностей трубопровода.

Возможны различные уровни и последовательность использования пропускных способностей трубопроводов, имея в виду сохранение структуры управления или ее изменение (т.е. передачу управления по уровням при одновременном переходе от технологической структуры управления к производственной), а также различие в приоритетах задач управления надежностью перед другими задачами управления. Крайними стратегиями такого управления являются абсолютный приоритет надежности перед другими проблемами управления и, наоборот, полное игнорирование надежности. Первая стратегия объединяет плановую и ситуативную схему в единый режим управления надежностью, вторая -выделяет ситуативную как исключительно надежностное управление.

Для нефтепроводов при каждой конкретной величине запасов уровень надежности определяется выражениями;

- и неуправляемом режиме;

- о управляемом режиме

.. л г

' м л - ,

1де V - ем кос п, резервуарпо! о парка ;

(.1 - интенсивность восстановления режима у правления надежностью.

анализе вариантов повышении надежности па рашых временных панах н в ратрезе различных функций управлении системой (нлапировапие, ироекшропанне).

Пнюе направление связано с теорешчеекпм и •жепертнтпалыижм нсследоваппем теплового взаимодействия трубопроводов <. |руптм, чю является особенно актуальным для малоисследованных груптв ЗападноСибирского региона. В этом направленно были женернметально определены теплофпзпчеекпе характеристики I рушов.

Полученные по трассе нефтепроводов жшернмеи мип.иые данные были аппроксимированы (формулой следующею вида:

| рг;и1 I

(2.1)

||1лм.лт

пнисп юв

ПрПИСДСПЫ и шил. I

Таблица 1

Тип Механизм влагоиереноса

грунта капиллярный пленочный

а b R а Ь R

Супесь 1,912 11,03 0,887 1,871 18,98 0,895

Песок 1,690 8,49 0,901 1,766 17,15 0,912

Суглинок 1,602 7,64 0,926 1,676 15,63 0,863

Глина 1,499 6,43 0,943 1,603 14,12 0,930

Для каждого типа грунта определялся коэффициент плагопроводиости — Kw и коэффициент критической влажиост Строились зависимости относительной плотности потока плати (_!_)

' iw

от градиента температуры (grad Т) для каждого типа грунта. С учетом этих записимостей определялся коэффициент теплопередачи от потока нефти в грунт — К. Коэффициент теплопередачи от нефти в окружающую среду, в свою очередь, определяется режимом движения нефти п ее физическими свойствами, характеристиками окружающей среды, термическим сопротивлением изоляции, отложений парафина, грязи, грунта и т.д. В общем случае коэффициент теплопередачи от турбулентного потока нефти в окружающую среду К (без учета термического сопротивления стенки) можно представить следующим образом:

К а,(Т-Т„)

аг

4Ь

"БТ

(Т-То)> V171\vg» aiWo+n;"11

l)(T-T„)-bh J ’

(а+І)(Т-

(25)

•Г-:

где 'Г-То —темпера іурмміі и.тпир, Г’К;

| ' '-1111 і І І і >1.11 «* .«І V * І' І І' » ' ' V Ч І ) '1 ' і >1 11 І , ч, , І < ч ) ’ » /*\М їм І І І|'

темпера гуре То, Ві/м °К; її — ілуГшпа засипки ірубонровода, м; V/*) -влажность грунта, %; С — эмпирическим ко ііііфінпісп і. ощн-деляе на ік>

І і : І . І . і І . , ■ . ■

Ь - коэффициент, учитывающий влияние СІИ'ІІКЧО покрова.

Таким образом, коэффициент теплопсргтачн определюн :і как сумма слагаемых , нелинейно зависящих о і имисра п рмої о манора (Т - То), полому правомерно сделать вывод о юм, чю коэффициент теплопередачи подъемных трубопроводов при палимим процесса подсушки груша также должен быть нелинейной функцией о г темпера і\ риоі п напора.

Для нефтепровода получено с учетм диссипации шерыш (в оіличне

0 г уравнения В.Г. Шухова) па основании уравнений термодинамики уравнение изменения темпераіурьі но длине нефтепровода, которое используется для определения средней і -ме ра іурт.і пефш па участке и расчета мощности насосов:

_ ,, ,, т -і ч _

...-I'" ■ Д'“ ""I............................. *- .V,...,

И 1' I ■ І I ■ ТI. і I. і ! \ 1,.Н II .1. ! . ' I ! ' 1 1 : ■ ■ ч ■ ■ ; , | ; , ■ !

1 I 1 > | ! 11! і; і. . I . н II І"||' І І.ІЧІ-. 1.1

\ ■

Ср — теплоемкость нефти Дж/кг °К; V — объем перекачки м3/с; М — массовый расход, кг/с; ДР — перепад давления на участке, Па; Ь — длина участка, м.

Установлено, что неучет этих факторов приводит к значительным ошибкам при расчете гидравлической мощности (10-15%), что особенно актуально в условиях неполной загрузки нефтепроводов.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Выполненные исследования, теоретические обобщения и разработки позволили решить научно-техническую проблему, имеющую важное отраслевое значение. Создана методология,, на основе которой разработана управляемая по жизненному циклу ресурсо- и энергосберегающая технология эксплуатации и реконструкции стареющих систем магистрального транспорта нефти. Разработаны принципы и стратегия эксплуатации НТС в зависимости от технического состояния и ремонтопригодности оборудования, режимно-технологических и теплотехнических параметров и объемов реконструкции.

2. Сформулирована научная концепция, структура и организация инженерно-технического мониторинга как основы реализации энерго- и ресурсосберегающей технологии в эксплуатации и реконструкции НТС.

3. На основе углубления и развития системно-целевой методологии применительно к проблеме и объекту установлено, что эффективность и надежность многониточной НТС возможно повысить путем придания ей свойств, позволяющих увеличить пропускную способность и уменьшить энергоемкость НТС. Разработанные технические решения по созданию

единой системы позволили практически реализовать эти резервы на НТС

4 • % • • »-»*> •»•••»•• ^ “ г Г |)): « :] ; , > г' ■ ' > ■■ , ,] -/‘5

' ‘ 1 1 1 ’ ' 1 1,11 1 I '' ‘ ! т ^ 1 * ' ' ' >’ 1 I! • ’ ‘ у ' • ___ ^ ^ .илищи/1 1*1 V/

процессов, алгоритмы формирования программ их технического

оГ)ГП У-Л’нпямма к ре*.»л!(ГП Г'пр*'ГГ.’ТГТТИ" ТГС ч Г),! II м с >1 . > ч . I 1Л и < е: I а I

' : ;1 И I ■ 1 I ^!< .11 ! I » ! - • 1 *1 ' ‘ -1 I I Ц 1 _ _ 1, . ^ Л >_* 101Ц;иьиД

обеспечивает экономию 2850 млн.руб. в год.

5. Для диагностирования технического состояния МН разработаны методы, модели и практический инструментарий, в частности; по "сдвигу" характеристик, спектру вибрационных параметров и трендам, особенностям стохастических матриц и спектральным плотностям, а также методика оценки технического состояния и определения неисправностей НУ. Внедрение этих результатов в виде руководящих и норматиных документов в АООТ “Сибпефтепровод” обеспечили экономию 1500 млн.руб. в год.

6. Сформулированы принципы реконструкции и технического перевооружения многониточных НТС, учитывающие региональные условия, дифференцированностъ, возрастную структуру, совмещенность во

ЭффОК-ТЧРНЛГТЬ р»КГ>)ГПТ’-ТП:ЧГ тТТОГГ ГП.Ц ; р,, Ч .\>»Ч ; I ■

' " ! (:(' -||' I II ' и' Г ] ’-1' ' лДКчл! ^ИиИрИ,

определена потребность в тр\ба.ч и МУ по годам с учетом снижения эксплуатационных чатрат н •’нергпемкоети НПС и ипфрлсцпктлры. О I идлемля экономия составит 650 млн.р\б. в го/г,.

Общий экономический эффект от внедрения результатов работы превышает 5 млрд.руб. и год. Из них экономический эффект ог научных разработок автора составляет примерно 30%.

7. Проведенные промышленные исследования теплофизических характеристик грунтов Западно-Сибирского региона показали, что уменьшение объемов транспортировки нефти увеличивает влияние температурных факторов па энергетические характеристики НТС. В связи с этим предложено уравнение для расчета изменения температуры нефти по длине трубопровода е учетом диссипации энергии.

8. Автором разработаны и используются п настоящее время в

проектных и научно-исследовательских организациях, управлениях маї нсфалмімми нефтепроводами, ремонтно-строительных подразделениях АООТ “СнОпсфтснровод” руководящие документы (РД), меюдичеекпе рекомендации и друше нормативные документы. •

Научные разработки автора и выполненные им теоретические и экспериментальные исследования использованы при подготовке учебно-методичсских пособий для обучения и подготовки студентов, молодых специалистов но специальности 0907 — строительство и эксплуатация нефгс! атонроводов. Саз и хранилищ, а также для проведения курсов повышения квалификации ИТР АООТ “Снбнсф теировод", “Трпнсспбпсфть”, “Магистральные нефтепроводы Центральной Сибири" и др.

СПИСОК 11ЛУМПЫХ I’AbO ICOIICICA I FJI5I I io tiomi:

i I H • i : •• 1 I! ii 1

научно-технических обзорах и трех авторских епидсюльситх.

1. Малюшин II.Л., Олспсв Н.М. IIciroiopi.ic вопросы просктропапиа м

нефтепроводах Западной Сибири// Тр. Гипропомсинсфтсгаза, ш.ш. 21,-Тюмень , 1970,- с.50-53.

2. Малюшин II.Л. К вопросу определении оГц,смл товарных парков

промежуточных и головных станции мш iicipajiMii.ix пефк’проподов. //Тез. докл. 1У 11лучпо-техничсскоп конференции Tl III .-I юмеиь, 1971с .УК

3. Малюшин II.Л., Олспсп II.М. Вопросы аротсльстна н •зкепиуа мцни резернуарных парков на нефтяных промыслах Чаиадном Сибири. "11сф ипшк", N 6,-М.,1972, -с. 10-11.

4. Малюппш II.Д. Нсфтспроподный транспорт Западной Сибири. OGinccirio “ Знание " РСФСР, -Тюмень , 1973, -.<(> С .

5. Малюшин Н.А., Ставрианндп М.С.. Воронков И.П., Савельев М.II. Ремонпю-восстаповительпос обслуживание нсфи-проиода. IПС “Транспорт и

6. Малютин II.Л.. Pv/men В.II.. K'vmron ИЛ Чяннгимоеп.

I' I ’taviii неф 11:. /Л р. Ч 1111, |ч in 2•!,- I I 'м■ ■ иI Г1:,-е <! ,-1'"

7. Мл Ч|П||Т1М| Н А .Pv;(t?en В II K'vim.'.wt В п К'- pnTitwwv IIV' чг'пои и п

I ' "] I III и Г'II 1 а I СИ опере ИГ II! < ' 1 I И ф I N !> < ■’ Г . 1 ' ■ ч " I ' - Г" I I | 1 Mill. Г I П I ’1,

- Тюмень, 1974,- с. 99-104.

8. Малютин Н.А.К расчету вязкости смеси нефтей , перекачиваемых по нефтепроводу Усть-Балык-Омск. //Тр.ТИИ.вып. 56,-Тюмснь, 1976,- с.67-69.

9. Малюшин Н.А.,Василенко С.К.Оснопные причины остановки работы нефтепроводов Западной Сибири . // Тр.ТИИ,вып.56,-Тк>мснь ,1976, - с.70-77.

10. Малюшин Н.А., Гамова Н..М., Руднев В.П. Краткие замечания о гидравлическом : режиме нефтепровода Шаим-Тюмень. // Тр.ТИИ, вып.56, -Тюмень, 1976, -с. 23-27.

11. Малюшин Н.А. Магистральный транспорт нефти и газа Западной Сибири . Общество " Знание " РСФСР,-Тюмень ,1978,- 60 с.

12. Малюшин Н.А. Анализ причин аварии и остановок работы магистральных нефтепроводов . // Тр. Уф. НИ, вып.10,- Уфа,1978,-с.62-65.

13. Метельский А.Н.,Ламков И.Г. .Малюшин Н.А.Поочередный автоматический самозапуск синхронных электродвигателей магистральных насосов нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов. НТС “Транспорт и хранение нефтн и нефтепродуктов” , N 8,- М., 1978,-с. 14-18.

14. Малюшин Н.А. Развитие трубопроводного транспорта нефтн и газа в Западной Сибири ( современное состояние и перспективы ). // Тез. докл. Зональной научно-практической конференции, - Тюмень, 1978,- с. 347-349.

15. Тихоненков Б.П., Руднев В.П., Малюшпн Н.А. Определение оптимальной концентрации полимерной добавки в потоке жидкости. //Тез. докл. Зональной научно-практической конференции ,- Тюмень ,1978,- с. 355- 358.

16. Метельский А.Н.,Малюшин Н.А.,Сойвер А.А. Усовершенствованная схема поочередного самозапуска синхронных электродвигателей магистральных насосов. НТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов N 10, - М., 1979,-с. 19-24.

17. Малюшшт II.Л. Особенности нрпскіироііання м -эксплуатации

мл1 ИРІ 11 ;| пV.III-і V погКті’ітчпшл ііан Т:»пп тііюіі ґ',ііГч4ііи І/'Іг'* м,,і^ч 'Іті'ніі іти

надежности млі истральних нефтепроводов Чаиадпоіі Снбири путем внедрении универсальной схемы поочередною самоіапуска насосов . // Теї. докл.

і М. І N (І.41 П.г. 'ПІО-1ІІ' ІігіиКЧІІ МЧІЧ '! ’ ■' М11 м і' 1 п ■ ‘ - і ' і .

19. Малюшин ІІ.А. К вопросу нротинодоіва и строительства блочных

насосных станций на нефтепроводах Западноіі Сибири .// Тсз.докл. Третьей научно-технической конференции молодых ученых обьсднпспия

"Сибкомплектмонтаж", - Тюмень , 1979,- с. 45-17.

20. Праведников Н.К.,Малюшин Н.А.,Разумовский Г.А. Артерии Чюмени. “Техника и наука " , № 2, -М., 1979, - с. 2-4.

21. Малюшин ІІ.А. Временная инструкция но тепловому и

гидравлическому расчету нефтепроводов .// Гр. Гипро трубопровода, ими. 3, -Тюмень ,1979, - 59 с.

22. Малюшин Н.А..Снижение трудоемкости при строительстве

магистральных нефтепроводов Западной Сибири на стадии проектирования. //Тез. докл. Научно-практической конференции 1'юмснь ,1980, - с. 25- 27.

................ >1

_к : млі. I о |„ч л|.фнцнит і а

и; г мі ; п і і > і і і г і інші . -

М , Pm, с г7 .

11. Малыши.. И.Л. Oiipc.u.i-Huu

І СІ ГІОІ 1 ПИ И- ] и 1 І, і; ! ,1 // 1(4 |, ч | | І і

Тюмені, , 1980, - с.13-15.

25. Малюшіш Н.Л. К вопросу о подогреве нефти на НПС. // Тез.докл. Научно-практической конференцнн. - Тюмень, 1980,-с.39-41 .

26. Неволин А.П., Малюшіш Н.А. Влияние диссипации энергии в насосе на тепловой режим магистрального трубопровода. НТС'Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов ", N 8, - М.,1981,-с.11-13 .

27. Малюшин Н.А. Подогрев нефти в дросселирующих органах магистральных нефтепроводов . //Тез. докл. 1-ой Зональной научно-технической конференции,-Тюмень, I98I.-c.42.

28. Малюшин Н.А. К вопросу о гидравлическом расчете неизотермических трубопроводов . // Тез. докл. 1-ой Зональной научно-технической конференции,-Тюмень . 1981,-с. 41 .

29. Малюшин Н.А.,Неволин А.П. Проектирование магистральных нефтепроводов с учетом тепла трения потока нефти . // Тез. докл. 1-ой Зональной научно-технической конференции,-Тюмень , 1981,-с.4б.

30. Малюшин Н.А. ,Галюк В.Х.,Неволин А.П. К вопросу об учете тепла трения при проектировании нефтепроводов большого диаметра. НТС "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов ", N7, - М., 1981,- с ,14-17.

31. Малюшин Н.А.Тепловые режимы магистральных нефтепроводов Сибири,НТС "Проектирование и строительство трубопроводов и газонефтепромысловых сооружений ", N 6 , - М., 1981,-с. 21-24.

32. Малюшин Н.А. Влияние дросселирования потока на тепловой режим трубопровода . НТС " Проектирование и строительство трубопроводов и газонефтепромысловых сооружений , N 7 ,- М., 1981, - с.38-41 .

33. Методика теплового и гидравлического расчета трубопроводов при стационарной перекачке нефтей с учетом тепла трения . РД -39-30-57781, Мипнсфіенром , - М.,1981, - 65 с.

\Л ||.,ПГ.Г,т,.««..'ИЧ.О w го...... .....................г. ,.~.l..........

35. Малютин Н.Л.,Метел1,скнй Л.11. Лш'Ч’аос cnnnacn.nnn N "Устройство для пуска элсктродвпгаюпсй ”, 1983 .

нефтепроводов d условиях Западной Сибири . II I С " Строительство трубопроводов ", N 8 , - М., 1986,-с. 14-18.

37. Мллюшин М.А. Роль Западтю-Сибпрсгого нефтегазовото комплекса и

надежном обеспечении народного хозяйства страны нефтью. IITC "Мешдические вопросы исследования надежное™ больших систем энертетнкн " , С’иб.

энерт сгическнй институт СО АН СССР, - Иркутск , 1986,- с. 63-65.

38. Малюшин П.А.,Метел1>ский Л.П.,Гамм К.Э.,Самарцев Л.К. Комплексные исследования переходных процессов в системе олекфоонлГ.ленмт на трубопроводе при самозапуске иасосны\ птрстагоп магнетралт.пот о нефтепровода. "Промышленная энергетика " ,N 10 , Энергог> юмпздат , - М., 1987,-с. 9-13.

39. Неволин A.n.,I0i|)iiH В.А., Гсрдг А.А., Млпюпитн II.А. и др. Ап юрское

~гл.. * г 1-П1 1 (О II \ г -S - „ . г , . -II for»-»

/МтТТ'МЧИП I! ' Мгт' ■; г—T;;j Д Ц , ( ' V t п р, jЛ 'r Чт- '] 1] " П'~-

i i J Г j |>М , м . |М 1 ! ! ] [( I ; , . ' ,! | 11. I ] , I 1 ■ ; C

И S"'4I ij'-liH.i. : '.Mini Л 1 i . ' 1.Г11-('I ■ : '• \m ,41 "’'I'll ruil'lh’

№ I‘198079 " Способ возведения свай в печномер i.tpm трутне", 1989.

42. Малюшин Н.А. Гипронефтепроводстрою - 20 лет. НТС "Строительство трубопроводов ”, № 12, - М., 1990, -с. 9-11.

43. Малюшин Н.А.,Метельский А.Н. Модернизация электроснабжения магистральных нефтепроводов . НТС" Строительство трубопроводов",

N9,-М., 1991,-с. 12-14/ '• '

44. Малюшин Н.А. Опыт проектирования и строительства энергетических объектов на условиях " под ключ" в Западной Сибири . // Тез.докл. Всесоюзного семинара по проблеме " Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики", - Иркутск, Сиб. энергетический институт СО АН СССР,1991, -с. 5-7.

45. Гипронсфтепроводстрой-созидатель топливных артерий России /Малюшин Н.А. // Обзор. информ.,ИИА "Пульс", - Тюмень, 1992,- 23 с.

46. Малюшин Н.А. Поддержание в исправном состоянии крупных энергетических систем ( магистральные газопроводы и нефтепроводы ) // Тез. докл. Конференции

"Научно-техническое обеспечение развития экономики Тюменской области ”, -

Тюмень, 1993,- с.31-36.

47. Этапы и будни проектирования и сооружения магистрального нефтепровода Западный Аяд-побережье Индийского океана.(Малюшин Н.А.) // Обзор .информ., Тюмень,ИИА"Пульс",1993,- 36 с.

48. Инженерные коммуникации в нефтегазодобывающих районах Западной Сибири / Карнаухов Н.Н., Моисеев Б.В., Степанов О.А., Малюшин Н.А., Лещев Н.Н. - Красноярск: Строиздат, 1992,-160 с.

49. Нефть вчера .сегодня, завтра. /Земенков Ю.Д.,Маркова Л.М..Степанов О.А.,Малюшин Н.А.//Уч. пос., - Тюмень :ТИИ,1994,- 82 с.

I М » I, I V У»,- I I о с.

нефтепроводов Западной Сибири н иуш повышенна п\ надежност. //Тсч.докл Научно-технической конференции " Актуальные проблемы соеюяпня и ртииш

52. Малюшин Н.Л.,Стспаноп И.О. Опт жеидуа 1 лини одмо»аходны.' роторов насосов НМ - 12500-210 . // Тсч.догч. 11аучно-|ехппчеекой копферепцт "Актуальные проблемы состояния и рлтиншм т-фнч и'кчюю комплекса России .' -М., 1994,- с. 73-74.

53. Методика теплового и гидравлическом! расчет трубопроводов проложенных в сложных природио-климлшческич условиях. /Мллгошим П.Л. /, Уч.пос., - Тюмень : ТИИ.1994 , - 100 с.

54. Технико-экономическая шкапа пччоппия млшорплым,»

пс(]пепроподоп АООТ " Сибнефгспровод" и п> ш повышении их падежпосш I новых условиях.//Тр. Тюменского государематпичо научною петра ЛТП РФ. шли. 2 , - Тюмень, 1994, -123 с.

55. Малютин Н.А.,Стснаноп И.О. Авалт р пшм нефн'проводов Чанадно-

51"1 М.>лкч:,,:н I! А., Ч ерн тев 15 Л II I1 м чич: 'и п'"|> ] ■■ и р- •-чч",

Р-тснн г рм!;.'-ч---\-г:''мт // 'Гп л ’п !' ■ м" ; > и Iцч . I он I ,ч,,| . ч,..,ц

‘ I ] < Ч' I I С ВЫСОКИС и'МК’ТЧШ! II проблем! I р I „ р ч ч Ч 'II ! I1 > II Л р!';: .М Ч 1Л Ц Ч 11

предпрня !пй”. - Екатеринбург , ЛТП РФ, 1495,- 5 с.

57. Малюшин Н.А. Экологическая безопасность магистральных нефтепроводов Западной Сибири. //Тез.докл.Международной конференции "Безопасность жизнедеятельности в Сибири и на Крайнем Севере", - Тюмень, Госунивсрситет ,1995 ,- 7 с.

58. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера . / под редакцией Ермакова В.И..Кирсанова А.Н.,

- М.:"Педра", 1995,-464 с.

59. Малюшин Н.А.,Чепурский В.Н.,Степанов О.А. Проблемы надежности нефтепроводов при снижении объемов перекачки .// Тез. докл. Всероссийской научно-технической конференции " Проблемы нефтегазового комплекса России ",

- Уфа, Уф.ГНТУ, 1995, - с. 39-40.

60. Малюшин Н.А.,Степанов И.О. Оценка надежности насосного оборудования НПС АО”Сибнефтепровод" И Тез. докл. Всероссийской научнотехнической конференции, “Проблемы нефтегазового комплекса России”,- Уфа, Уф. ГНТУ.1995, -с. 40-41 .

61. Малюшин Н.А.,Черняев В.Д. Проблемы эксплуатационной надежности и экологической безопасности нефтепроводов Западной Сибири. // Докл. на Первом международном конгрессе " Новые высокие технологии для нефтегазовой промышленности и энергетики будущего “-“Тюмень-96".АТН РФ , - Тюмень, 1996,- 6 с.

62. Малюшин Н.А.,Чепурский В.Н. Экологическая надежность магистральных нефтепроводов Западной Сибири . // Докл. на Первом международном конгрессе “Новые высокие технологии для нефтегазовой промышленности и энергетики будущего-“Тюмень-96”, АТН РФ, - Тюмень, 1996, -5 с.

63. М;и исфлльпые нефтепроводы Ч;ш;ідпои СмСжрм. Техническое

'іиіДД-МІИ П.І І ■ І іиі'ічік. 111ІІ» 1. V » . ..... * •

месіорождепші 1 юлісіїскоги Севера . / Геми іон 11.1!., Демітпьев Л.Ф., Кирсанов Л.Н., Малюншп 11.Л. и др. - М.: "Недра", 1996,- Зк, с.

/ Зсмспкон Ю.Д.,Коваленко Н.П., Малюїшш II.Д., Степанов О.Д.. // Уч.пос., -Тюмень, Тюм. ГІІГУ, 1996,- 127 с.

66. Малюїшш Н.А.,Ченурский В.Н. Проблемы зксплуаіациоішой

надежности и экологической безопасности нефіспроводов Западной Сибири. //Сб. трудов “Международного семинара по европейским технологиям для

улучшения цслосшости трубопроводов ", -1 юмеіп.,1996, - 12 с.

67. Малюїшш II.Д. Проблемы надежности и экологической безопасности нефтепроводов Западной Сибири . // Тез .докл. Международной научнотехнической конференции " Нефть и таз Западной Сибири ", - Тюмень, Тюм, ГНГУ, 1996,- 12 с.

68. Малюпнш Н.Д.,Степанов И.О. Роль диагностики в обеспечении надежности транспорт нефти . // Тез. докл. научного семинара но проблеме

л у *■». 1.111 N 1V о ь. < чГ\ п ('иГ> .11<'ргг*т м и іі им г і и і V і ('() І\\ 1!. 1990.- 3 с.

( V,,,,, ЧІ , ц\ Мшнопнш П.А

Подписано в печаті. 13.11.%г. формат 60x84/16 Уел. печ.л.З. Уч.-изд.3,3. Тираж 100 экз. Заказ 102. Ксерокс ОАО “Нефіегазпроекг”.

Адрес: 625019, г.Тюмсмь, ул. Республики, 209.