автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.06, диссертация на тему:Идентификация технического состояния трубопроводных систем

На правах рукописи

ИШМЕЕВ МАРСЕЛЬ РАШИТОВИЧ

ИДЕНТИФИКАЦИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ

05.13.06 - Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (промышленность)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Оренбург - 2009

003473508

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Оренбургский государственный университет».

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Владов Юрий Рафаилович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Лысов Владимир Ефимович;

кандидат технических наук Степанов Евгений Петрович

Ведущая организация ООО «Волго-Уральский научно-

исследовательский и проектный институт нефти и газа»

Защита диссертации состоится 3 июля 2009 г. в часов на заседании

диссертационного совета Д 212.181.02 при ГОУ ВПО «Оренбургский государственный университет» по адресу: 460018, г. Оренбург, Пр. Победы, 13, ауд. 6205.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГОУ ВПО «Оренбургский государственный университет».

Автореферат разослан мая 2009 г. Ученый секретарь

диссертационного совета В.И. Рассоха

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Трубопроводы относятся к категории промышленных объектов, отказы которых сопряжены со значительными материальным и экологическим ущербами. Многие трубопроводы эксплуатируются с превышением проектного срока службы. Увеличивающаяся продолжительность эксплуатации и износ трубопроводов актуализируют проблему идентификации их технического состояния (ТС).

В известных работах в области идентификации технического состояния трубопроводов выделены типичные механизмы отказов, составлены физико-механические и математические модели процессов на основе локальных параметров. В то же время такие модели недостаточно полно отражают реальную величину и интенсивность изменения технического состояния на многокилометровых участках или всего трубопровода в целом.

Современные методы неразрушающего контроля, в том числе внутритрубное диагностирование (ВТД), позволяют получать обширную диагностическую информацию о дефектности линейной части трубопроводов. Однако, невозможно использовать существующие методы обработки данных из-за потери связи моделей технического состояния с местоположением повреждений. Объективный анализ результатов дефектоскопии с применением локальных методов затруднен из-за большой размерности задачи. Применение методов аналитической идентификации технического состояния трубопроводов на основе агрегированных моделей позволяет существенно сократить размерность задачи и затраты материальных и временных ресурсов на проведение технического диагностирования, обслуживания и ремонтов.

Однако, аналитическая идентификация технического состояния трубопроводов требует результатов разновременных ВТД, разнесенных друг от друга на 5-7 лет, поэтому возникает проблема совмещения одноименных участков для повышения объективности идентификации ТС трубопроводов. Кроме того, значимой составляющей трубопровода является запорная арматура (ЗА), идентификация ТС которой невозможна с применением существующих методов для линейной части. Поэтому в работе рассмотрены трубопроводные системы (ТПС) как совокупность линейной части и запорной арматуры. Трубопроводные системы целесообразно рассматривать, разбив на три группы: газопроводы, конденсатопроводы и нефтепроводы, отличительными характеристиками которых являются плотность среды, диаметр и толщина трубы, проектное давление.

Для большей эффективности функционирования ТПС данные по повреждениям, полученные при проведении дополнительных обследований, необходимо учитывать вместе с основной диагностической информацией. Также при прогнозировании технического состояния ТПС с дефектами геометрии необходимо учитывать реальные условия нагружения трубопроводов.

Работа входит в научное направление исследований лаборатории «Надежность» Оренбургского государственного университета и выполнена в рамках госбюджетной НИР №ГР 01200606123 «Агрегированные модели и методы аналитической идентификации технического состояния промышленных

(д

объектов».

Цель работы - повышение эффективности функционирования отработавших нормативный срок трубопроводных систем за счет идентификации технического состояния линейной части и запорной арматуры.

Для достижения поставленной цели решены следующие задачи:

1) разработка метода идентификации технического состояния ТПС на основе агрегирования информации;

2) построение агрегированных моделей технического состояния ТПС;

3) определение корреляционных, идентификационных и прогнозных моделей технического состояния ТПС;

4) нахождение структурного решения автоматизированной системы управления техническим состоянием ТПС;

5) оценка эффективности функционирования ТПС с проведением идентификации технического состояния.

Объект исследования. Техническое состояние линейной части и запорной арматуры ТПС, транспортирующих сероводородсодержащие среды на этапе превышения нормативного срока службы.

Предмет исследования. Идентификация технического состояния трубопроводных систем.

Методы исследования. Поставленные задачи решены с использованием следующих теорий и методов: идентификации, автоматического управления, оценки надежности и эффективности, вероятности, математической статистики и моделирования, теории графов, информационных технологий, диагностирования.

Научную новизну представляют:

1) метод идентификации технического состояния ТПС с совмещением одноименных участков коррозионных повреждений линейной части для разновременных внутритрубных диагностирований;

2) корреляционные, идентификационные и прогнозные модели технического состояния ТПС;

3) вероятностная модель технического состояния запорной арматуры;

4) структурное решение построения автоматизированной системы управления техническим состоянием ТПС.

Практическая значимость работы. Разработанный метод идентификации технического состояния ТПС позволяет проранжировать трубопроводы по степени опасности и запланировать работы по диагностике, техобслуживанию и ремонту. Программные модули интегрированы в производственный процесс и успешно используются на предприятии ООО «Газпром добыча Оренбург»:

1) модуль «Expertiza ТР» (Свидетельство №2005612442, per. 19.09.2005) -при мониторинге технического состояния трубопроводов;

2) модуль «Armatura» (Свидетельство №2005612773, per. 26.10.2005) - для идентификации технического состояния запорной арматуры;

3) модуль «СТО» (Свидетельство №2007613342, per. 8.08.2007) - при оценке потенциальной опасности и остаточного ресурса трубопроводов с нетрещиноподобными дефектами;

4) основные положения метода идентификации и прогнозирования

остаточного ресурса трубопроводов вошли в СТО Газпром 0-03-22-2008 «Стандарт организации по технической и безопасной эксплуатации газопроводов неочищенного сероводородсодержащего газа и конденсатопроводов нестабильного конденсата».

IIa защиту выносятся:

- метод идентификации технического состояния ТПС с совмещением участков коррозионных повреждений;

- результаты исследования корреляционных, идентификационных и прогнозных моделей технического состояния линейной части ТПС;

- оценка технического состояния запорной арматуры на основе вероятностной модели;

- структурное решение построения АСУ техническим состоянием ТПС.

Апробация результатов работы. Основные положения диссертации

представлялись и были одобрены на международной научно-технической конференции «Техническое диагностирование оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред» (Оренбург, 2000), Ш всероссийской научно-технической конференции «Прочность и разрушение материалов и конструкций» (Орск, 2002), VI Российской научно-технической конференции «Прогрессивные технологии в транспортных системах» (Оренбург, 2003), V международной научной конференции «Прочность и разрушение материалов и конструкций» (Оренбург, 2008), VII международной научно-практической конференции «Образовательные научные и инженерные приложения в среде Lab View и технологии National Instruments» - 2008 (Москва, 2008).

Получен диплом лауреата конкурса научно-исследовательских работ молодых ученых и специалистов Оренбуржья за разработку методов оценки остаточного ресурса оборудования и трубопроводов (2002 г.), диплом III степени областного конкурса научно-исследовательских работ молодых ученых и специалистов за разработку методики идентификации ТС запорной арматуры трубопроводов на основе вероятностной модели (2006 г.), диплом лауреата областной выставки НТТМ за автоматизацию процесса идентификации технического состояния трубопроводов (2008 г.). Разработанные метод идентификации технического состояния ТПС и программные модули апробированы и использованы при продлении срока эксплуатации трубопроводов Управления по эксплуатации соединительных продуктопроводов ООО «Газпром добыча Оренбург».

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 работ, в том числе 1 статья в журнале из перечня ведущих рецензируемых журналов ВАК, 1 патент РФ на изобретение и 3 свидетельства на программные средства.

Объем и структура диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех разделов, основных результатов и выводов, списка использованных источников из 126 наименований, содержит 161 страницу машинописного текста, включая 42 рисунка, 41 таблицу, 5 приложений.

Автор благодарит за помощь и полезные советы при подготовке работы Кушнаренко В.М., Чиркова Ю.А., Щепинова Д.Н., Агишева В.Н.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дана общая характеристика работы, сформулированы цель и задачи исследования, показаны научная новизна и практическая значимость работы.

В первом разделе проведен анализ научной проблемы идентификации и прогнозирования технического состояния трубопроводных систем.

Собранная за более, чем тридцатилетний период эксплуатации трубопроводов Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, информация по отказам оборудования позволяет выделить данные, характеризующие техническое состояние линейной части и запорной арматуры как формирующие техническое состояние ТПС.

Проблеме идентификации систем и процессов на основе экспериментальных данных посвящены работы отечественных и зарубежных ученых:

A.А. Красовского, JI.A. Растригина, В.В. Казакевича, П. Эйкхоффа, Э.П. Сейджа, Ю.Р. Владова и др. Теория эксплуатации и диагностирования трубопроводных систем и обеспечение надежности трубопроводов нашли отражение в работах О.М. Иванцова, О.И. Стеклова, Р. Кизигера, К.В. Черняева, А.Г. Гумерова,

B.М. Кушнаренко, Я.Б. Шора, И.А. Ушакова, Р. Барлоу и др. Оценкой технического состояния запорной арматуры занимались C.B. Адаменко, Н.Ф. Муталлим-Заде, Г.И. Севастьянихин, И.Н. Карелин, О.Н. Шпаков и др.

Анализ известных параметров и математических моделей коррозионных процессов в работах Г.В. Акимова, Н.П. Жука, Л.Я. Цикермана и др. показывает, что они носят локальный характер, поэтому недостаточно адекватно отражают изменение ТС трубопроводов. Ни один из существующих локальных методов контроля не отражает реальной интенсивности коррозии в контролируемой системе в целом, поэтому возникает необходимость в разработке метода идентификации коррозионного состояния трубопроводных систем.

Известные методы обработки объемной диагностической информации не эффективны вследствие недостаточного снижения размерности задач и потерь при создании группированных рядов привязки местоположения дефектов к объекту. Недостаточная информативность локальных параметров, при которых большой объем данных диагностирований остается невостребованным, требует использования моделей и операций агрегирования как основных приемов исследования сложных систем. Анализ литературных данных показал, что при использовании аналитических методов идентификации на основе агрегированных параметров не учитываются отремонтированные участки трубопроводных систем, что ухудшает адекватность разработанных на их основе математических моделей.

Для идентификации технического состояния трубопровода в целом необходимо определить ТС его элементов. По результатам анализа зафиксированных отказов соединительных трубопроводов установлено, что на первом месте среди отказов ТПС - отказы линейных участков трубопроводов, на втором - отказы ЗА, на третьем - отказы деталей.

В настоящее время идентификация технического состояния линейной части трубопровода сводится к анализу данных ВТД и наружного контроля, а также расчетам потенциальной опасности без учета интенсивности коррозии участков.

Неразрушающий контроль при диагностировании ЗА позволяет определить ТС только корпусных деталей и не выявляет отказы других элементов: седел, затвора, сальников, штока и трубок, являющихся менее долговечными, чем корпус, поэтому измеренная при диагностировании толщина стенки корпуса не может являться основным критерием отбраковки. В настоящее время для оценки возможности дальнейшей эксплуатации запорной арматуры применяется метод, основанный на расчете остаточной толщины корпуса ЗА по значению интенсивности коррозии, определенной для условий эксплуатации, где применяется данная ЗА, а существующие методы расчета показателей надежности могут использоваться только применительно к группе ЗА и не позволяют оценить ТС и вероятность отказа отдельной единицы ЗА.

Из-за недостаточной изученности режимов нагружения соединительных трубопроводных систем при оценке их. остаточного ресурса участки с дефектами геометрии необоснованно забраковываются. Вышесказанное приводит к недостаточно высокой эффективности функционирования ТПС.

На основании анализа поставлены задачи исследования.

Во втором разделе приводится разработанный метод идентификации ТС трубопроводных систем на основе агрегирования данных. Для построения математических моделей ТС линейной части трубопроводов проанализированы результаты по разновременным однотипным (ультразвуковым или магнитным дефектоскопом) ВТД. Оптимальное разбиение на агрегаты достигается путем совмещения результатов обследований с учетом дистанций дефектных участков. Пятиуровневая идентификация технического состояния ТПС проведена на основе агрегирования по глубине дефектов по параметрам: неравномерности, рассеивания, асимметрии и количества дефектов линейной части (рисунок 1, уровни Ги II). Полученные значения приведены к нормированным значениям.

Таким образом, для газопровода, конденсатопровода и нефтепровода сформировано 33,29 и 71 агрегатов соответственно. После определения агрегатов база данных отсортирована по году проведения диагностирования, и, далее, рассмотрено техническое состояние ТПС отдельно по первому и последующему прогонам ВТД. При совмещении прогонов зачастую получается некоторое улучшение коррозионного состояния, связанное с ремонтами дефектов, обнаруженных при первом прогоне. Для получения более достоверной модели динамики коррозионных процессов в данной работе в базах данных результатов последующих прогонов ВТД перед разбиением предложено совмещение особенностей трубопровода.

Количественная оценка эффективного значения технического состояния линейной части ТПС Sm с учетом ТС п агрегатов Sn находится на III уровне, а техническое состояние ш единиц запорной арматуры SM трубопроводной системы

оценивается на основе вероятности отказа Q^, запорной арматуры с соответствующим порядковым номером - на IV уровне.

Для оценки технического состояния ЗА разработаны вероятностная модель и компьютерная программа «Armatura», написанная в среде Borland Delphi. В основе программы - две базы данных (БД), сформированные из эксплуатируемой

в настоящее время ЗА и отказавшей за время эксплуатации. Поля каждой записи БД эксплуатируемой ЗА содержат информацию о факторах, определяющих ТС запорной арматуры. Для использования данной модели выявлены факторы, влияющие на отказ арматуры.

I \, Й,2 Аз Кь-1 А»-1 Кк

К Кг Кг Киг Аы К1

Агрегат Агрегат №М

II

"»•"и

К

П1

= «„ • + а, • ^ + • + а„, -п^ - ^ = а„ ■ Л^ + а, • А',и +а„,- Л^ + • п,м

IV

34

ЗА,

ЗА,

Фирма Срок эксплуатации Ру Ду Тип Продукт

0/ = "/./ /ЛГА+ ^ в»-"*./ а,„„=ли/ ^пра /

; ¡ = \ + р-номер_ЗА; P = \-Q

Р *

Н

$тс_тс - алч ■ $лч + аЗА ' 5ЗА

•>ТС_ГП1

Рисунок 1 - Схема операций по нахождению агрегированных моделей технического состояния ТПС

Для планомерной замены ЗА необходимо полученные данные свести к определенной шкале оценки. Одним из рациональных способов построения обобщенной оценки является функция желательности Харрингтона, которая позволяет расставить приоритеты для формирования перечня плановой замены ЗА, определить вероятность отказа каждой единицы ЗА с учетом факторов и проранжировать полученные результаты (IV уровень).

Обобщенная оценка технического состояния ТПС ш: по техническому

состоянию линейной части и запорной арматуры получена по аддитивной

модели (уровень V). Весовые коэффициенты алч и азд определены методом экспертных оценок с учетом мнений специалистов по эксплуатации

трубопроводов и выполнения условий нормирования.

В третьем разделе приведены результаты обработки данных с помощью разработанного метода идентификации и прогнозирования технического состояния ТПС. На рисунке 2 приведено изменение ТС для газопровода с 33 агрегатами, подтверждающее неравномерность этого изменения. У агрегатов 1, 2,

3 наблюдается ухудшение ТС, в то время как на участке, соответствующем агрегату 16, техническое состояние,

являвшееся доминирующим при первом диагностировании,

практически не изменилось, что говорит о разной интенсивности коррозии металла участков трубопровода, входящих в разные агрегаты, которое необходимо учитывать при оценке их остаточного ресурса. На этом же рисунке отражена полученная завышенная оценка технического состояния ТПС по результатам 2-ой инспекции, полученная без проведения предложенной операции совмещения. На рисунке 3 представлены полученные функции по результатам ВТД двух обследований.

Рисунок 2 - Изменение ТС газопровода

Авто- и взаимокорреляционные функции ТПС

-МЬ;

С ?

2 э

I &

—*— гууЕС2006_8.'2(1аи) ...--. 1ухЕХРЕЯ0(М>6_а/2(!аи) — гухЕ04-07_14/г(1аи)

■ -+•■■ гххЕХРЕЮОО0_В/2(1аи)

гхуЕОО-Ов_8/2(1аи)

■ - л- - ■ гауЕХРШ>3-07_) 0/1 (1аи)

■ гууЕХРЕЯ2006_8/2(1аи) - /ухЕС03-07_10/1 (1аи)

■ гухЕХРЕРО4-О7_14/20аи) -гмЕ2004_14/2(1аи)

■ «уЕХРЁК0О-06_8Л2(1аи)

-•— гухЕСОО-06_8/2(1аи) - 1ухЕХРЕЯ!03-07_1а/1(!аи)

-и-гххЕС2000_8/2(1аи)

----гххЕХРЕЯ2004_14«(1аи)

-Л—гхуЕС03-07_10/1(1аи)

Рисунок 3 - Графики экспериментальных и аппроксимирующих авто- и взаимокорреляционных для газопровода, конденсатопровода и нефтепровода

В соответствии со второй задачей исследования, по точкам с наиболее сильной статистической взаимосвязью агрегированных моделей в пределах интервала корреляции найдены авто- и взаимокорреляционные функции для разновременных диагностирований, построены аппроксимирующие

экспоненциальные и экспоненциально-косинусные функции с выбором из них оптимальной по максиминному критерию. Во всех случаях полученные коэффициенты аппроксимирующих зависимостей - положительные вещественные числа.

Выполненный корреляционный анализ позволяет в соответствии с известной трехиндексной классификацией идентификационных моделей, предложенной в работах профессора Ю.Р. Владова, представить исходную модель ТС в виде передаточной функции (ПФ). Для газопровода ПФ имеет вид:

*■! 1 1

С8 2« = -^—^ + Я -(1)

А. * + а

(у + а У + <ог (5 - от)2 + с

Преобразование ПФ к правильному дробно-рациональному виду (2) позволяет сделать вывод о том, что получаемые идентификационные модели физически неосуществимы. Так, например, для конденсатопровода ПФ принимает вид:

П (Л-+ Д+ + Д'Ь- А • - А • Аг ~ А • Рг ~ А • «»)•~«2) (2)

+ 2 • * ■ Д + Д2 + - 2 •, • Д2 + Д2 + «').Л^а '

Предложено в соответствии с теорией управления преобразование математических моделей к физически реализуемому виду за счет нахождения и устранения нулей и полюсов с положительной вещественной частью. Например, для нефтепровода получено:

О „„,(*)=(3)

5 + Д

где К = . коэффициент усиления.

Использование обратного преобразования Лапласа позволяет найти переходные функции ТС и интенсивности его изменения трубопроводных систем в аналитическом виде. Переходная функция для технического состояния газопровода принимает следующий вид:

«» 2,(0= К-

У-2 ■а-р1+а1+ю1)-е-л< | | ; (я - V«2 + <ог )• е^'''

д.(д-л/а2 + ®1) А А-Л/оГ+С7

(4)

Если подставить найденные коэффициенты аппроксимации корреляционных функций, то переходные функции ТС и интенсивности его изменения трубопроводных систем представляются в численном виде,

содержащем постоянную и экспоненциальные составляющие. Например, для того же газопровода переходная функция изменения интенсивности технического состояния выглядит следующим образом:

(О = -0,212 ■е"1'4'5-' + 0,399 е"0-71" +0,418-£»/>ас(0- (5)

Графики численных аналитических выражений для переходных функций изменения ТС и его интенсивности (рисунок 4, а и б) отражают непрерывный и плавный характер изменения этих характеристик.

(Яг

>•4

•4

Ш)-

ак^

14

1.« 14

• 12 < •<

1И • К

•м

1В

\

N

1 ■ ■ 4

1годы

а)

I ГОДЫ б)

Рисунок 4 - Графики технического состояния ТПС, построенные по физически реализуемым идентификационным моделям: а) технического состояния нефтепровода; б) интенсивности изменения технического состояния газопровода

Установлено, что полученные таким образом идентификационные модели технического состояния ТПС, являются одновременно и моделями прогнозирования (рисунок 5, а и б).

V»

1.ИЙГ 1*1}-МОи}-

1НН|-1НС?|-

т

X

I 9 11

1, ГЛДЫ

0,823

0.822

0.821

0,82

7 В 0 10 11 12 1. ГОДЫ

а) б)

Рисунок 5 - Графики прогнозирования: а) интенсивности изменения технического состояния нефтепровода; б) технического состояния на прогнозное время с момента последнего диагностирования

Полученные по эксплуатационным данным идентификационные и прогнозные модели изменения технического состояния соответствуют физическому представлению протекания коррозионных процессов в ТПС и адекватны реальному изменению их технического состояния. Уточнены факторы, влияющие на отказы ЗА: срок эксплуатации, фирма-изготовитель, тип ЗА, транспортируемый продукт, условный диаметр и проектное давление. Предложено при испытании запорной арматуры на герметичность, в соответствии

с патентом на изобретение, использовать разработанную фрикционную заглушку для герметизации полых изделий. Заглушка устанавливается в патрубок испытываемой запорной арматуры, давление с помощью гидравлического насоса подается в полость резиновой камеры, ограниченной снаружи указанным патрубком, а изнутри - трубой заглушки.

Контроль технического состояния запорной арматуры на основе

вероятностной модели с

ранжированием степени опасности участков трубопроводов позволяет идентифицировать техническое

состояние ЗА трубопроводов и сформировать их плановую замену.

Применение модуля «Арматура» при идентификации технического состояния запорной арматуры позволяет сформировать список ЗА трубопроводов для планомерной замены.

В процессе эксплуатации ТПС под воздействием внешних факторов (рисунок 6, вектор Б) происходит изменение их технического состояния. Рисунок 6 - Структурная схема АСУ в эксплуатирующей трубопроводную техническим состоянием ТПС систему организации органом,

контролирующим соответствие

технического состояния ТПС нормативным документам (вектор у, - при локальной идентификации и \)/2 - с применением АСУ техническим состоянием), является служба диагностики и технического надзора.

АСУ техническим состоянием трубопроводной системы предполагает применение программного комплекса «Идентификация и прогнозирование технического состояния ТПС». Управление осуществляется за счет идентификации технического состояния трубопроводной системы по полученным в результате обследования и эксплуатации данным, включающим результаты ВТД - векторы Уь.Ущь базы данных отказов запорной арматуры - вектор УзА, реальные режимы нагружений - вектор

Для уточнения информации по выполненным ремонтным работам (вектор Хг) в службу диагностики и технического надзора отправляется запрос. Полученные данные, представленные в виде Упс), УЗЛ и У\, обработанные с применением программного комплекса «Идентификация и прогнозирование технического состояния ТПС», в виде перечня компенсирующих мероприятий направляются в службу диагностики и технического надзора, где с привлечением специалистов составляется план-график по проведению техобслуживания и ремонта (вектор и).

Программный комплекс «Идентификация и прогнозирование технического состояния ТПС» состоит из шести блоков (рисунок 7):

Техническое

Служба Тахобелу и состояние

диагности- «живаниа трубопроводных

ки и и ремонт систем

т«хнад>ора

ТТ

Локальная ид •нтифжл ция

ч

Формиромни* БД

■ гЛ.

Нормативная

документация, Ростахнад»ор

.г^офаииный (Ч комплекс з ^ . Ч Идентификация и Я * прогеожромни* $ ]

- оценки идентификации и прогнозирования технического состояния по агрегированным моделям (поагрегатно и подефектно);

- идентификации технического состояния ЗА на основе вероятностной модели.

- расчетов на прочность;

- оценки остаточного ресурса участков с дефектами геометрии с учетом реального нагружения ТПС;

- построения графа ремонтируемых участков и определения оптимального варианта;

- формирования планов диагностирования и ТО и Р.

В четвертом разделе рассматриваются методы оценки технического состояния дефектных участков с помощью программных модулей, и оценивается

эффективность их применения. Наиболее обоснованной и проверенной при расчете коррозионных дефектов

действующих трубопроводов

является «Методика оценки потенциальной опасности и остаточного ресурса трубопроводов, имеющих коррозионные

поражения...» и разработанный на ее основе программный модуль «СТО». Для использования методики оценки остаточного ресурса применительно к дефектам геометрии соединительных трубопроводов ОНГКМ и получения достоверных результатов расчетов на потерю пластичности проведен анализ режимов работы этих трубопроводов и уточнено эквивалентное количество циклов их нагружения.

Создана и обработана база данных режимов нагружения внутренним давлением пяти наиболее нагруженных соединительных трубопроводов за 3 года. С помощью базы данных уточнено количество малоцикловых нагружений, которые составляют 36, 49, 57 и 73 циклов для доверительных вероятностей 0,90, 0,95, 0,98 и 0,99 соответственно, что позволяет вдвое сократить количество вырезаемых дефектов геометрии.

Для определения приоритетных участков ремонта адаптирован метод графов, учитывающий техническое состояние и местоположение дефектных участков трубопроводов. Для решения этой задачи разработана математическая модель с формированием матрицы возможных сценариев дефектных участков на основе

Программный комплекс «Идентификация и прогнозирование ТС ТПС»

"¿V Модуяк'«Агрсат»

Идентификация коррозионного СОСТОЯНИЯ

и

Кода п «до**« Д

Идетгифхмирои1*е Л

Протдеде *

X

Модуль «А^етур®» у

Идгнтяфикзшп ТС ЗА на основа »ееоятносгной _мат.яли

Модуль «Харрингтон» ч

Идентификация и прогнозирование техническою состояния трубопроводных систем

Расчет ю прочно сть I ор рсэио**кдеФе<ТО1

Построена графа раыонтфуеиыхучаспо! к о граде пение огтшапьнсго •аршитэ

чМадуж ЧД*вммип *-

Определение ютч«спа уагшишоаьтцчпгсу^й

Модуль ¿5мят«» *

Построена тйллцю V перслмпиных план» дгагжжтиро»»ня, технического овслрсиижя и ремонта

Рисунок 7 — Основные блоки и модули программного комплекса «Идентификация и прогнозирование технического состояния ТПС»

двоичных кодов.

Эффективность функционирования трубопроводных систем с применением разработанного комплекса программ в среднем повышается на 12,8 %.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Разработан метод идентификации технического состояния трубопроводных систем, включающий основные этапы:

- совмещение одноименных коррозионных повреждений линейной части трубопроводных систем для разновременных внутритрубных обследований;

- создание агрегированных моделей линейной части трубопроводных систем по входу и выходу;

- определение потенциальной опасности запорной арматуры на основе вероятностной модели;

- построение корреляционных, идентификационных и прогнозных моделей коррозионного состояния трубопроводных систем;

- определение технического состояния трубопроводных систем;

- создание структурного решения АСУ техническим состоянием ТПС на основе программного комплекса, состоящего из ряда модулей;

- оценка эффективности функционирования трубопроводных систем с использованием АСУ техническим состоянием с учетом уточненного количества эквивалентных малоцикловых нагружений и оптимального варианта ремонта.

2. Предложена пятиуровневая декомпозиция операций нахождения моделей технического состояния ТПС, позволяющая на соответствующих уровнях:

- совместить одноименные, но разновременные особенности и разбить на агрегаты, исходя из минимального количества дефектов;

- определить основные параметры агрегирования рельефности;

- найти агрегированные модели технического состояния линейной части трубопроводных систем по входу и выходу; •

- построить вероятностную модель технического состояния и провести ранжирование потенциальной опасности запорной арматуры;

- определить техническое состояние трубопроводных систем с выделением потенциально опасных газоконденсатонефтепроводов.

3. Определены корреляционные экспоненциальные и экспоненциально-косинусные модели технического состояния на основе аппроксимации экспериментально полученных корреляционных функций.

Построены для газоконденсатонефтепроводов идентификационные модели технического состояния в виде передаточных функций, преобразованием которых к полиномиальному виду установлена их физическая неосуществимость. Получены путем реконструкции передаточных функций по нулям и полюсам с отрицательной вещественной частью физически реализуемые идентификационные и прогнозные модели.

4. Предложена структура автоматизированной системы управления техническим состоянием трубопроводных систем, включающая в себя следующие основные модули:

- «Агрегат» и «Арматура» образуют главную часть, предназначенную для

идентификации технического состояния ТПС;

«Ранжирование», «Граф», «Давление», «Экспертиза» образуют дополнительную часть и предназначены для повышения эффективности функционирования трубопроводных систем.

5. Определена эффективность функционирования трубопроводных систем с применением разработанного метода идентификации технического состояния. Внедрение программного комплекса в ООО «Газпром добыча Оренбург» повышает эффективность функционирования ТПС в среднем на 12,8 % в зависимости от величины и интенсивности изменения технического состояния трубопроводных систем.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

- в изданиях Перечня ВАК РФ:

1. Ишмеев, М.Р. Оценка напряженного состояния элементов оборудования скважин / Ю.А. Чирков, В.М. Кушнаренко, М.Р. Ишмеев // Вестник Оренбургского государственного университета. - 2000. -№3. - С. 95-97.

- в научных рецензируемых изданиях и сборниках трудов:

2. Ишмеев, М.Р. Методы оценки остаточного ресурса трубопроводов: материалы III всероссийской научно-технической конференции «Прочность и разрушение материалов и конструкций» / Н.Ф. Васильев, М.Р. Ишмеев,

B.В. Печеркин. - Орск: ОГТИ, 2002. - С. 69-70.

3. Ишмеев, М.Р. Автоматизированная система оценки потенциальной опасности дефектов трубопроводов: сборник докладов VI Российской научно-технической конференции «Прогрессивные технологии в транспортных системах» / М.Р. Ишмеев. - Оренбург: ГОУ ОГУ, 2003 - С. 100-102.

4. Ишмеев, М.Р. Оценка скорости коррозии с помощью автоматизированных дефектоскопических систем / М.Р. Ишмеев // Вестник Оренбургского государственного университета. - 2005. - №9. - Приложение «Диагностика оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред». - С. 185-186.

5. Ишмеев, М.Р. Использование графов при определении очередности ремонта дефектных участков трубопроводов: краткие сообщения региональной конференции молодых ученых и специалистов Оренбургской области «Наука -технологии — производство - рынок» / М.Р. Ишмеев // Вестник Оренбургского государственного университета. - 2006. - №13. - Оренбург: ГОУ ОГУ, 2006. -

C. 85-86.

6. Ишмеев, М-Р. Оценка прочности и остаточного ресурса трубопроводов с дефектами: материалы V международной научной конференции «Прочность и разрушение материалов и конструкций» / Ю.А. Чирков, М.Р. Ишмеев, Е.В. Кушнаренко. - Оренбург: ИПК ГОУ ОГУ, 2008. - С. 128-135.

7. Ишмеев, М.Р. Визуализация графа при выборе вариантов принятия решения о ремонте дефектных участков трубопровода / М.Р. Ишмеев // Вестник Оренбургского государственного университета. - 2008. - № 82. - С. 230.

8. Ишмеев, М.Р. Моделирование надежности в интегрированной среде графического программирования: материалы 7-ой международной научно-практической конференции «Образовательные научные и инженерные

приложения в среде Lab View и технологии National Instruments» / Ю.Р. Владов, А.Ю. Владова, М.Р. Ишмеев. - М.: РУДН, 2008. - С. 271-278.

- патенты РФ и свидетельства о регистрации программных средств:

9. Патент RU №2186355 С2, МПК 7 G01M3/00, F16L55/10. Заглушка для герметизации полых изделий / Ишмеев М.Р. [и др.] (РФ). - №2000128181/06. -Заявлено 10.11.2000. - Опубл. 27.07.2002, Бюл. №21. - 3 е.: ил.

10. Ишмеев, М.Р. Программа для автоматизации мониторинга состава и технического состояния элементов фонтанной арматуры и колонных головок: свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2005612442 от 19.09.2005 / М.Р. Ишмеев. - М.: Роспатент, 2005. - 12 Мб.

11. Ишмеев, М.Р. Программа для автоматизации мониторинга технического состояния трубопроводов: свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2005612773 от 26.10.2005 / М.Р. Ишмеев. - М.: Роспатент, 2005.-1,2 Мб.

12. Ишмеев, М.Р. Программа для оценки потенциальной опасности и остаточного ресурса трубопроводов с нетрещиноподобными дефектами: свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2007613342 от 08.06.2007 / Ю.А. Чирков, М.Р. Ишмеев, Е.В. Кушнаренко. - М.: Роспатент, 2007. - 1,52Мб.

Подписано к печати 21.05.2009 Усл.-печ. JI 1,0 ' Тираж 110 экз. заказ № 721

Отпечатано с готового оригинал-макета 21.05.2009 г.

ООО "Печатный салон "ТиКс" г. Оренбург ул. Шевченко, 24 оф. 208 тел: (3532) 58-10-25,58-10-35

Введение.

1. Современные аспекты технического состояния трубопроводов.

1.1. Анализ трубопроводов в условиях эксплуатации.

1.2. Методы диагностирования технического состояния трубопроводов.

1.3. Идентификация технического состояния трубопроводов и запорной арматуры.

2. Теоретические основы идентификации и прогнозирования технического состояния трубопроводных систем.

2.1. Построение и совмещение агрегированных моделей линейной части трубопроводных систем.

2.1.1. Теоретическое обоснование исследования.

2.1.2. Нахождение агрегированных моделей технического состояния линейной части трубопроводных систем.

2.1.3. Классификация агрегированных моделей.

2.1.4. Построение агрегированных моделей технического состояния линейной части трубопроводов.

2.2. Вероятностная модель оценки технического состояния запорной . арматуры.

2.2.1. Основные характеристики запорной арматуры.

2.2.2. Построение вероятностной модели.

2.3. Метод идентификации и прогнозирования технического состояния трубопроводных систем.

2.4. Корреляционные, идентификационные и прогнозные модели ТПС.

2.4.1. Газопровод 8/2.

2.4.2. Конденсатопровод 10/1.

2.4.3. Нефтепровод 14/2.

Выводы по главе 2.

3. Экспериментальные исследования и результаты идентификации технического состояния трубопроводных систем.

3.1. Результаты исследования технического состояния газопровода 8/2.

3.1.1. Агрегированные модели технического состояния.

3.1.2. Корреляционные зависимости технического состояния газопровода 8/2.

3.1.3. Идентификационные и прогнозные модели технического состояния газопровода 8/2.

3.1.4. Оценка технического состояния линейной части и запорной арматуры газопровода 8/2.

3.2. Результаты исследования- технического состояния конденсатопровода 10/1.

3.2.1'. Агрегированные модели технического состояния.

3.2.2. Корреляционные зависимости.

3.2.3. Идентификационные и прогнозные модели конденсатопровода 10/1.

3.2.4. Оценка технического состояния линейной части и запорной арматуры конденсатопровода Л 0/1.

3.3. Результаты исследования технического состояния нефтепровода 14/2'.

3.3.1. Агрегированные модели технического состояния.82'

3.3.2'. Корреляционные. зависимости технического состояния нефтепровода 14/2.

3.3.3. Идентификационные и прогнозные модели нефтепровода 14/2.

3.3.4. Оценка технического состояния линейной части и запорной арматуры нефтепровода 14/2.

3.4. Результаты оценки технического состояния запорной арматуры.

3.4.1. Анализ результатов диагностирования запорной арматуры.

3.4.2. Анализ отказов запорной арматуры.

3.5. АСУ техническим состоянием трубопроводной системы.

3.6. Сравнение экспериментальных и модельных результатов.

Выводы по главе 3.

4. Эффективность функционирования ТПС с идентификацией технического состояния.

4.1. Уточнение эквивалентного количества малоцикловых нагружений.

4.2. Выбор дефектных участков тпс для ремонта.

4.3. Эффективность функционирования трубопроводных систем.

Выводы по главе 4.

Одной из важнейших составляющих при эксплуатации трубопроводов является приоритет в области охраны труда и промышленной безопасности. Проблема защиты от аварий, связанных с производственной деятельностью человека, в настоящее время особенно актуальна, что обусловлено ростом количества и увеличением масштабов потенциально-опасных производств. К таким производствам относятся трубопроводы ООО «Газпром добыча Оренбург», эксплуатирующиеся на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении (ОНГКМ). ОНГКМ - одно из крупнейших в мире месторождений сероводородсодержащей продукции - газ, конденсата и нефти. В течение тридцатилетней эксплуатации ОНГКМ, оборудование и трубопроводы на его объектах находятся в постоянном контакте с различными коррозионными средами, подвергаются воздействию механических нагрузок, приобретая разного рода дефекты. Многие из них выработали свой расчетный ресурс, назначенный изготовителем, но в связи с экономической ситуацией возникает необходимость эксплуатации трубопроводов, выработавших ресурс, в течение с максимально продолжительного срока. Для- этого необходима разработка и практическая реализация эффективных мер по идентификации и прогнозированию технического состояния трубопроводов, выявлению и устранению определяющих факторов, влияющих на их остаточный ресурс.

В известных работах в области идентификации технического состояния трубопроводов выделены типичные механизмы отказов, составлены физико-механические и математические модели процессов на основе локальных параметров. В то же время< такие модели не достаточно отражают реальную величину и интенсивность изменения технического состояния на многокилометровых участках или всего трубопровода в целом.

Современные методы неразрушающего контроля, в том числе внутритрубное диагностирование, позволяют получать обширную диагностическую информацию о дефектности линейной части трубопроводов. Однако невозможно использование существующих методов обработки данных из-за потери связи моделей коррозионных процессов с местоположением повреждений и транспортируемой средой. Также объективный анализ результатов дефектоскопии с применением локальных методов затруднен из-за большой размерности задачи. Принципиальный выход из создавшегося положения заключается в применении методов аналитической идентификации ТС трубопроводов на основе агрегированных моделей, позволяющих существенно сократить размерность задачи и затраты материальных и tt временных ресурсов на проведение технического диагностирования, обслуживания и ремонтов.

Аналитическая идентификация технического состояния трубопроводов требует результатов разновременных внутритрубных обследований, разнесенных друг от друга на 5-7 лет, поэтому возникает проблема совмещения одноименных участков для повышения объективности идентификации технического состояния' трубопроводов. Кроме того,' значимой составляющей трубопроводов является запорная арматура, идентификация технического состояния которой невозможна с применением существующих'методов для линейной части. Поэтому в работе рассмотрены трубопроводные системы как совокупность линейной части и запорной арматуры, причем состояние линейной части трубопроводной системы оценивается по коррозионным повреждениям, а запорной арматуры — по техническому состоянию составляющих элементов.

Для большей эффективности функционирования трубопроводных систем данные по повреждениям, полученные при проведении дополнительных обследований, необходимо учитывать вместе с основной- диагностической информацией. Также при прогнозировании технического состояния трубопроводов с дефектами геометрии необходимо учитывать реальные нагружения трубопроводов.

Работа входит в научное направление исследований лаборатории «Надежность» ОГУ и выполнена в рамках госбюджетной научно-исследовательской работы №ГР 01200606123 «Агрегированные модели и методы аналитической идентификации технического состояния промышленных объектов».

Объект исследования. Техническое состояние линейной части и запорной арматуры трубопроводных систем, транспортирующих сероводородсодержащие среды на этапе превышения нормативного срока службы.

Предмет исследования. Идентификация технического состояния трубопроводных систем.

Методы исследования. Поставленные задачи решены с использованием следующих теорий и методов: идентификации, автоматического управления, оценки надежности и эффективности, вероятности, математической статистики и моделирования, теории графов, информационных технологий, диагностирования.

Научная новизна:

1) метод идентификации технического состояния ТПС с совмещением одноименных участков коррозионных повреждений линейной части для разновременных внутритрубных диагностирований;

2) корреляционные, идентификационные и прогнозные модели технического состояния ТПС;

3) вероятностная модель технического состояния запорной арматуры;

4) структурное решение построения автоматизированной систем:.: управления техническим состоянием ТПС.

Практическая значимость работы. Разработанный метод идентификации технического состояния ТПС позволяет проранжировать трубопроводы по степени опасности и запланировать работы по диагностике, техобслуживанию и ремонту. Программные модули интегрированы в производственный процесс и успешно используются на предприятии ООО «Газпром добыча Оренбург»:

1) модуль «Expertiza ТР» (Свидетельство №2005612442, per. 19.09.2005) при мониторинге контроле технического состояния ТП.

2) модуль «Armatura» (Свидетельство №2005612773, per. 26.10.200Г-) для идентификации ТС запорной арматуры.

3) модуль «СТО» (Свидетельство №2007613342, per. 08.08.2007) при оценке потенциальной опасности и остаточного ресурса трубопроводов с нетрещиноподобными дефектами.

4) основные положения метода идентификации и прогнозированил остаточного ресурса ТС трубопроводов вошли в СТО Газпром 0-03-22-2008 «Стандарт организации по технической и безопасной эксплуатации газопроводов неочищенного сероводородсодержащего газа и конденсатопроводов нестабильного конденсата».

На защиту выносятся:

- метод идентификации технического состояния ТПС с совмещением участков коррозионных повреждений;

- результаты исследования корреляционных, идентификационных и прогнозных моделей технического состояния линейной части ТПС; оценка технического состояния запорной арматуры на основе вероятностной модели;

- структурное решение построения АСУ техническим состоянием ТПС.

Апробация результатов работы

Основные положения диссертации представлялись на международной научно-технической конференции «Техническое диагностирование оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред» (Оренбург, 2000), III Всероссийской научно-технической конференции «Прочность и разрушение материалов и конструкций» (Орск, 2002), VI Российской научно-технической конференции «Прогрессивные технологии в транспортных системах» (Оренбург, 2003 г.), V Международной научной конференции «Прочность и разрушение материалов и конструкций» (Оренбург, 2008 г.), VII международной научно-практической конференции «Образовательные научные и инженерные приложения в среде LabView и технологии National Instruments - 2008 (Москва, 2008 г.).

Получен диплом лауреата научно-исследовательских работ молодых ученых и специалистов Оренбуржья за разработку методов оценки остаточного ресурса оборудования и трубопроводов1 (2002 г.), диплом III степени областного конкурса научно-исследовательских работ молодых ученых и специалистов за разработку методики идентификации ТС запорной арматуры трубопроводов на основе вероятностной модели (2006 г.), диплом лауреата областной выставки НТТМ за разработку автоматизации процесса идентификации технического состояния трубопроводов (2008 г.). Разработанные метод идентификации ТС ТПС и программные модули апробированы и использованы при продлении срока эксплуатации трубопроводов УЭСП ООО «Газпром добыча Оренбург».

Публикации. По» теме диссертации опубликовано 12 работ, в том числе 1 статья в журнале из перечня ведущих рецензируемых журналов ВАК, 1 патент РФ на изобретение и 3 свидетельства на программные средства.

Объем и структура диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех разделов, основных результатов и выводов, списка использованных источников из 126 наименований, содержит 161 страницу машинописного текста, включая 42 рисунка, 41 таблицу, 5 приложений.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. Разработан метод идентификации технического состояния трубопроводных систем, включающий основные этапы:

- совмещение одноименных коррозионных повреждений линейной части трубопроводных систем для разновременных внутритрубных обследований;

- создание агрегированных моделей линейной части трубопроводных систем по входу и выходу;

- определение потенциальной опасности запорной арматуры на основе вероятностной модели;

- построение корреляционных, идентификационных и прогнозных моделей коррозионного состояния трубопроводных систем;

- определение технического состояния трубопроводных систем;

- создание структурного решения АСУ техническим состоянием ТПС на основе программного комплекса, состоящего из ряда модулей;

- оценка эффективности функционирования трубопроводных систем с использованием АСУ техническим состоянием с учетом уточненного количества эквивалентных малоцикловых нагружений и оптимального варианта ремонта.

2. Предложена пятиуровневая декомпозиция операций нахождения моделей технического состояния ТПС, позволяющая на соответствующих уровнях:

- совместить одноименные, но разновременные особенности и разбить на агрегаты, исходя из минимального количества дефектов;

- определить основные параметры агрегирования рельефности;

- найти агрегированные модели технического состояния линейной части трубопроводных систем по входу и выходу;

- построить вероятностную модель технического состояния и провести ранжирование потенциальной опасности запорной арматуры;

- определить техническое состояние трубопроводных систем с выделением потенциально опасных газоконденсатонефтепроводов.

3. Определены корреляционные экспоненциальные и экспоненциально-косинусные модели технического состояния на основе аппроксимации экспериментально полученных корреляционных функций.

Построены для газоконденсатонефтепроводов идентификационные модели технического состояния в виде передаточных функций, преобразованием которых к полиномиальному виду установлена их физическая неосуществимость. Получены путем реконструкции передаточных функций по нулям и полюсам с отрицательной вещественной частью физически реализуемые идентификационные и прогнозные модели.

4. Предложена структура автоматизированной системы управления техническим состоянием трубопроводных систем, включающая в себя следующие основные модули:

- «Агрегат» и «Арматура» образуют главную часть, предназначенную для идентификации технического состояния ТПС;

Ранжирование», «Граф», «Давление», «Экспертиза» образуют дополнительную часть и предназначены для повышения эффективности функционирования трубопроводных систем.

5. Определена эффективность функционирования трубопроводных систем с применением разработанного метода идентификации технического состояния. Внедрение программного комплекса в ООО «Газпром добыча Оренбург» повышает эффективность функционирования ТПС в среднем на 12,8 %, в зависимости от величины и интенсивности изменения технического состояния трубопроводных систем.

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

2. Адаменко, С.В. Совершенствование методов оценки качества и эксплуатационной надежности запорной арматуры в условиях магистральных газопроводов: дис. . канд. техн. наук: защищена 28.10.2005: утв. 2.03.2006 / С.В. Адаменко. Ухта, 2005. - 203 с.

3. Анхимюк, B.JI. Теория автоматического управления / B.JI. Анхимюк, О.Ф. Опейко, Н.Н. Михеев. Мн.: Дизайн ПРО, 2002. - 352 е.: ил.

4. Барышов, С.Н. Оценка поврежденности, несущей способности и продление ресурса технологического оборудования. Модели. Критерии. Методы / С.Н. Барышов. -М.: Недра-Бизнесцентр, 2007. -287 с.

5. Безопасность жизнедеятельности: книга 4.ч.1. Идентификация надежности и работоспособности теплообменной аппаратуры / Р.Я. Амиров. — Уфа: Изд.во УГНТУ, 1998.-410 с.

6. Берестнев, О.В. Нормирование надежности технических систем / О.В. Берестнев, Ю.Л. Солитерман, A.M. Гоман. Мн.: УП «Технопринт», 2004.-266 с.

7. Бесекерский, В. А. Теория систем автоматического управления / В.А. Бесекерский, Е.П. Попов. СПб.: Изд-во «Профессия», 2004. - 752 с.

8. Блох, А.Ш. Граф-схемы и их применение / А.Ш. Блох. Минск: Вышейш. школа, 1975. - 304 е.: ил.

9. Бойчук, JI.M. Метод структурного синтеза нелинейных сис/ем автоматического управления / J1.M. Бойчук. М.: Энергия, 1971. — 112 е.: ил.

10. Бугай, Д.Е. Прогнозирование коррозионного разрушения нефтепромысловых трубопроводов / Д.Е. Бугай, М.Д. Гетманский, А.Т. Фаритов, В.Н. Рябухина. М.: ВНИИОЭНГ, 1989. - 58 с.

11. Васильев, Н.Ф. Методы оценки остаточного ресурса трубопроводов: материалы III Всероссийской научно-технической конференции «Прочностьи разрушение материалов и конструкций» / Н.Ф. Васильев, М.Р. Ишмеев, В.В. Печеркин. Орск: ОГТИ, 2002.-С.69-70.

12. Вентцель, А. Д. Курс теории случайных процессов: учеб. пособие для вузов / А. Д. Вентцель. М.: Наука, 1975. - 320 с.

13. Вентцель, Е. С. Теория случайных процессов и ее инженерные приложения /Е. С. Вентцель, JI. А. Овчаров. -М.: Наука, 1991. 384 е.: ил.

14. Владов, Ю.Р. Аналитическая идентификация технического состояния и эффективность функционирования промышленных объектов / Ю.Р. Владо? // Автоматизация в промышленности. — 2005. №4. - С. 9-12.

15. Владов, Ю.Р. Агрегированные модели и автоматизированная идентификация технического состояния энергонапряженных объектов: научно-методические рекомендации / Ю.Р. Владов, А.Ю. Владова. Оренбург: ГОУ ОГУ, 2007. -57 с.

16. Владов, Ю.Р. Идентификация коррозионного состояния трубопроводных систем в машиностроении / Ю.Р. Владов. Оренбург: ОГУ, 2000. - 100 с.

17. Владов, Ю.Р. Идентификация систем / Ю.Р. Владов. Оренбург: ОГУ, 2003. -202 е.: ил.

18. Владов, Ю.Р. Систематизация математических моделей при аналитической идентификации технического состояния промышленных объектов / Ю.Р.Владов // Вестник Самарского государственного техническогоуниверситета.-2005. -№33. С. 14-19

19. ВРД 39-1.10-063-2002. Инструкция по оценке работоспособности и отбраковке труб с вмятинами и гофрами. М.: ВНИИГАЗ, 2002. — 10с.

20. Гафаров, Н.А. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений / Н.А. Гафаров, А.А. Гончаров, В.М. Кушнаренко. М.: Изд-во «Недра», 1998. - 437 е.: ил.

21. Гафаров, Н.А. Определение характеристик надежности и технического состояния оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений / Н.А. Гафаров, А.А. Гончаров, В.М. Кушнаренко. М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. - 239 е.: ил.

22. Гафаров, Н.А. Проблемы внутритрубной диагностики. / Н.А. Гафаров,

23. A.А. Гончаров, В.М. Кушнаренко, Д.Н. Щепинов // Газовая промышленность. — 2000. №3. С. 28-31.

24. Герасимович, А.И. Математическая статистика / А.И. Герасимович, Я.И. Матвеева. Минск: Вышейш. шк., 1978. - 200 е.: ил.

25. Гмурман, В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика. Учеб. пособие для вузов / В.Е. Гмурман. М.: Высш. шк., 2001. — 479 е.: ил.

26. Голубев, А.И. Прогнозирование углекислотной коррозии оборудования на газовых и газоконденсатных месторождениях / А.И. Голубев, М.Х. Кадыров // Коррозия в нефтедобывающей промышленности. 1968. - №6. - С. 19-24.

27. B.М. Кушнаренко, Ю.А. Чирков, М.Р. Ишмеев. Оренбург: ИПК

28. Газпромпечать», 2002. С. 161-168.

29. ГОСТ 11.007-75. Правила определения оценок и доверительных границ для параметров распределения Вейбулла. М.: Издательство стандартов, 1981. -30 с.

30. ГОСТ 1497-73. Металлы. Методы испытаний на растяжение. 1986. - 24 с.

31. ГОСТ 25859-83 Сосуды и аппараты стальные. Нормы и методы расчета на прочность при малоцикловых нагрузках. — М.: издательство стандартов, 1983.-30 с.

32. ГОСТ 5639-82. Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна. 1983.-21 с.

33. ГОСТ 5640-68. Сталь. Металлографический метод оценки микроструктурылистов и ленты. — 1970. — 17 с.

34. ГОСТ 6996-54. Сварные соединения. Методы определения механических свойств. 1967. — 45 с.

35. ГОСТ 9454-2005. Металлы. Методы испытаний на ударный изгиб при пониженной, комнатной и повышенной температурах. 2008. — 19 с.

36. Гроп, Д. Методы идентификации систем. Теория пользователя / Д. Гроп; пер. с англ. под ред. И.Е. Кринецкого. М.: Мир, 1979. - 302 с.

37. Груничев, А.С. Таблицы для расчетов надежности при распределении Вейбулла / А.С. Груничев, А.И.Михайлов, Я.Б. Шор. М.: Изд-во стандартов, 1974. — 64 с.

38. Гумеров, А.Г. Безопасность длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов / А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, К.М. Гумеров. М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. — 310 е.: ил.

39. Гумеров А.Г. Старение труб нефтепроводов / А.Г. Гумеров, Р.С. Зайнуллин, К.М. Ямалеев, А.В. Росляков. -М.: Недра, 1995.-218 с.

40. Гумеров, А.Г. Дефектность труб нефтепроводов и методы их ремонта / А.Г. Гумеров, К.М. Ямалеев, Р.С. Гумеров, Х.А. Азметов. М.: Недра Бизнесцентр, 1998. — 252 е.: ил.

41. Гуревич, Д.Ф. Арматура трубопроводов металлургических производств /

42. Д.Ф. Гуревич, А.В. Воловик. -М.: Металлургия, 1984. 320 с.

43. Гуревич, Д.Ф. Трубопроводная арматура: Справочное пособие. — 2-е изд., перераб. и доп / Д.Ф. Гуревич. JL: Машиностроение, Ленинградское отд-ние, 1981. 368 е.: ил.

44. Димов, JI.A. Диагностика газопроводов: поиск дефектов плюс расчет напряженного состояния трубы / JI.A. Димов // Газовая промышленность. — 1995.-№6.-С. 29-31.

45. Димов, JI.A. Методика оценки опасности дефектов для магистральных трубопроводов / JI.A. Димов // Газовая промышленность. 2000. — №3. — С. 32.

46. Долговечность стальных конструкций в условиях реконструкции / Е.В. Горохов и др.. М.: Стройиздат, 1994. - 488 е.: ил.

47. Долинский, Е.Ф. Обработка результатов измерений / Е.Ф. Долинский. fvl.: Изд-во стандартов, 1973. - 192 с.

48. Дорф, Р. Современные системы управления / Р. Дорф, Р. Бишоп. Перевод с английского Б.И. Копылова. — М.: Лаборатория базовых знаний, 2002. -832 с.

49. Егерман, Г.Ф., Джафаров, М.Д, Никитенко, Е.А. Ремонт магистральных газопроводов / Г.Ф. Егерман, М.Д. Джафаров, Е.А. Никитенко. М.: «Недра», 1973.-288 с.

50. Ерофеев, А.А. Теория автоматического управления. 2-е изд., перераб. и доп. / А.А. Ерофеев. - СПб.: Политехника, 2003. - 302 е.: ил.

51. Живучесть паропроводов стареющих тепловых электоростанций / Ю.Л. Израилев и др.. М.: Изд-во «Тарус Пресс», 2002. - 616 с.

52. Захаров, М.Н. Прочность сосудов и трубопроводов с дефектами стенок в нефтегазовых производствах / М.Н. Захаров, В.А. Лукьянов. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. - 216 с.

53. Иванов, С.И. Обеспечение безопасной эксплуатации трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды / С.И. Иванов, А.В. Швец, В.М. Кушнаренко, Д.Н. Щепинов. М.: Недра-Бизнесцентр,2006.-215 е.: ил.

54. Иванцов О.М. Надежность строительных конструкций магистральных трубопроводов / О.М. Иванцов. М.: Недра, 1985. - 231 с.

55. Идентификация технического состояния теплоэнергетического оборудования / Ю.Р. Владов и др.. Оренбург: ГОУ ОГУ, 2004. - 203 с.

56. Ингибиторы коррозии: в 2-х томах: том 2. Диагностика и защита от коррозии под напряжением нефтегазопромыслового оборудования / Н.А. Гафаров и др.. М.: Химия, 2002. - 367 с.

57. Ишмеев, М.Р. Визуализация графа при выборе вариантов принятия решения о ремонте дефектных участков трубопровода / М.Р. Ишмеев // Вестник Оренбургского государственного университета. — 2008. — № 82. — С. 230.

58. Ишмеев, М.Р. Использование графов при определении очередности ремонта дефектных участков трубопроводов / М.Р. Ишмеев // Вестник Оренбургского государственного университета. — 2006. №13. - С. 85-86.

59. Ковриков, И.Т. Основы научных исследований / И.Т. Ковриков. Оренбург.: Издательский центр ОГАУ, 2001. - 208 с.

60. Короленок, A.M. Технологическое прогнозирование капитального ремонта магистральных газопроводов / A.M. Короленок. -М.: ЦОНиК ГАНГ, 1997. -297 с.

61. Куропаткин, П.В. Теория автоматического управления / П.В. Куропаткин. -М.: «Высшая школа», 1973. 528 е.: ил.

62. Курцхофер, У. Задвижки для систем безопасности АЭС / У. Курцхофер, Дж. Пик // «Арматуростроение». 2004. - № 5. - С. 58.

63. Кушнаренко, В.М. Анализ повреждаемости парогенерирующего оборудования ТЭС /Кушнаренко, В:М., Кандыба, Н.Е., Степанов, Е.П.,, Владов, Ю.Р., Чирков, Ю.А. Вестник Оренбургского государственного университета, 2003. - №6. - С. 177-182.

64. Кушнаренко, В.М. Оценка эффективности технических систем, контактирующих с коррозионными средами / В.М. Кушнаренко, Ю.Р. Владов, О.И. Стеклов М.: Нефтяная и газовая промышленность. Научно - техн. информ. сборник, 1992. — №3 — С.15-21.

65. Кязимов, К.Г. Эксплуатация и ремонт подземных газопроводов / К.Г. Кязимов. М.: Стройиздат. - 1981, - 320 е.: ил.

66. Льюнг, Л. Идентификация систем. Теория пользователя / Л. Льюнг; пер. с англ. под ред. Я.З. Цыпкина. М.: Наука. Глав. ред. физ.-мат., 1991. - 432 с.

67. Марков, А.А. Моделирование информационно-вычислительных процессов / А.А. Марков. М.: Изд-во МГТУ, 1999. - 390 с.

68. Математические основы теории автоматического управления / Б.К. Чемоданов и др.. — М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2008. 616 с.

69. My дров, А. А. Методика определения максимальных сроков ремонта обнаруженных внутритрубными дефектоскопами дефектов / А.А. Мудров, К.В. Фролов, М.Ф. Фокин М.: ЗАО «Нефтегазкомплектсервис», 2001. - 32 с.

70. Митрофанов, А.В. Методы управления состоянием технологического оборудования по критериям вероятности и риска отказа / А.В. МитрофаноЕ. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. - 380 е.: ил.

71. Муталлим-Заде, Н.Ф. Технические требования к запорно-регулирующей арматуре, предназначенной для эксплуатации на объектах газовой отрасли / Н.Ф. Муталлим-Заде // Арматуростроение . 2006. - №1. - С. 29-30.

72. Надежность технических систем / Ю.К. Беляев и др.. М.: Радио и связь, 1985.-608 с.

73. Никольский, К.К. Коррозия и защита от нее подземных металлических сооружений связи / К.К. Никольский. М.: Радио и связь, 1984. — 208 е.: ил.

74. Новиков, Ф.А. Дискретная математика для программистов. 2-е изд. / Ф.А. Новиков. СПб.: Питер, 2007. - 364 е.: ил.

75. Овчинников, И.Г. Моделирование и прогнозирование коррозионных процессов / И.Г. Овчинников, Х.А. Сабитов. Саратов: Деп. ВИНИТИ, 1982, №1342-82.

76. Опыт эксплуатации шлейфов скважин газопромыслового оборудования ООО «Оренбурггазпром» // Транспорт и подземное хранение газа / Д.М. Нургалиев и др. М.: ИРЦ Газпром. - 2007. - 203 с.

77. Оценка надежности химического и нефтяного оборудования при поверхностном разрушении / Р.Г. Маннапов. М.: Цинтихимнефтемаш, 1988.-38 с.

78. Павловский, Б.Р. Экспертиза по проблеме ресурса соединений ТП, транспортирующего сероводородсодержащий газ / Б.Р. Павловский. — М.:ВНИИНЕФТЕМАШ, 1994. 39 с.

79. Патент RU №2186355 С2, МПК 7 G01M3/00, F16L55/10. Заглушка для герметизации полых изделий / Н.А. Гафаров, Д.М. Нургалиев,

80. B.М. Покщаев, Ю.А. Чирков, Г.И. Меркурьев, М.Р. Ишмеев (РФ). -№2000128181/06. Заявлено 10.11.2000. - Опубл. 27.07.2002, Бюл. №21.-3 е.: ил.

81. Первозванский, А.А. Декомпозиция, агрегирование и приближенная оптимизация / А.А. Первозванский, В.Г. Гайцгори. — М.: Наука, 1979. 340 с.

82. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий / Ю.П. Адлер и др.. М.: Наука, 1976. - 280 с.

83. Половко A.M. Основы теории надежности. -2-е изд. / A.M. Половко,

84. C.В. Гуров. СПб.: БХВ-Петербург, 2006. - 704 с.

85. Положение о диагностировании технологического оборудования итрубопроводов предприятия «Оренбурггазпром», подверженныхвоздействию сероводородсодержащих сред / Н.А. Гафаров и др.. -Оренбург: ИПК «Газпромпечать», 1998. 86 с.

86. Поля деформаций при малоцикловом нагружении / С.В. Серенсен и др..1. М.: «Недра», 1979. 277 с.

87. Протасов, К. В. Статистический анализ экспериментальных данных / К.В. Протасов. -М.: Мир, 2005. 142 е.: ил.

88. Пугачёв, B.C. Теория случайных функций и её применение к задачам автоматического управления / B.C. Пугачёв. М.: «Физматгиз», 1962. - с. 885.

89. Райбман, Н.С. Построение моделей процессов производства / Н.С. Райбман, В.М. Чадеев.-М.: Энергия, 1975.-365 с.

90. Ращиков, В.И. Численные методы решения физических задач / В.И. Ращиков, А.С. Рошаль. СПб.: Изд-во «Лань», 2005. - 208 с.

91. РД 50-398-83. Методические указания. Расчеты и испытания на прочность в машиностроении. Методы механических испытаний. Планирование механических испытаний и статистическая обработка результатов. М.: Изд-во стандартов, 1984. — 199 с.

92. Румшиский, JI.3. Математическая обработка результатов эксперимента / J1.3. Румшиский. М.: Изд-во «Недра», 1971. — 192 е.: ил.

93. Сачков, В.Н. Введение в комбинаторные методы дискретной математики. 2-е изд., испр. и доп. / В.Н. Сачков. М.: МЦНМО. 2004. - 424 е.: ил.

94. Св.-во гос. per. прогр. для ЭВМ №2007613342, Российская Федерация.

95. Сейдж, Э.И. Идентификация систем управления / Э.И. Сейдж, Дж.Л. Мелса; пер. с англ. В.А. Лотоцкого. Под ред. Н.С. Райбмана. М.: Наука ГРФМЛ, 1974.-248 с.

96. Системная надежность трубопроводного транспорта углеводородов / В.Д. Черняев и др.. -М.: ОАО "Изд-во "Недра", 1977. 517 е.: ил.

97. СНиП 2.05.06-85*. Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы. М.: Миннефтегазстрой, 1986 - с. 71.

98. СНиП Ш-42-80*. Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы. — М.: Миннефтегазстрой, 1981 с. 38.

99. Солонин, И.С. Математическая статистика в технологии машиностроения / И.С. Солонин. -М.: «Машиностроение», 1972, с. 216.

100. Сотсков, Б.С. Основы теории и расчета надежности элементов и устройств автоматики и вычислительной техники / Б.С. Сотсков. — М.: Высш.шк., 1970. 270 с.

101. Справочник по теории автоматического управления / А.А. Красовский и др.. М.: Наука, 1987. - 712 с.

102. СТ ЦКБА 024-2006. Арматура трубопроводная. Определение остаточного ресурса и показателей надежности арматуры. — С-Петербург: НПФ «ЦКБА», 2006. -С.30.

103. СТО 0-03-22-2008. Стандарт организации по технической и безопасной эксплуатации газопроводов неочищенного сероводородсодержащего газа и конденсатапроводов нестабильного конденсата. Оренбург: ИПК ГОУ ОГУ, 2008 г. - 187 с.

104. Татт, У. Теория графов / У. Татт. Пер. с англ. М.: Мир, 1988. - 424 е.: ил.

105. Теория автоматического управления / В.Н. Брюханов и др.. — М.: Высш. шк, 2003.-268 е.: ил.

106. Теория автоматического управления: Нелинейные системы, управления при случайных воздействиях / А.В. Нетушил и др.. — М.: Высш. школа, 1983. -432 е.: ил.

107. Функции комплексного переменного. Операционное исчисление. Теория устойчивости / И.Г. Араманович и др.. — М.: «Наука», 1968. — 416 с.

108. Цикерман, Л.Я. Долгосрочный прогноз опасности грунтовой коррозии металлов / Л.Я. Цикерман. М: Недра, 1966. — 175 с.

109. Чирков, Ю.А. Оценка напряженного состояния элементов оборудования скважин / Ю.А. Чирков, М.Р. Ишмеев, В.М. Кушнаренко // Вестник Оренбургского государственного университета. 2000. — №3. — С.95-97.

110. Щепинов, Д.Н. Автоматизация диагностирования трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды: автореф. дис. . канд.гтехн. наук: защищена 3.07.1998: утв. 27.10.1998 / Д.Н. Щепинов. -Оренбург: ОГУ, 1998. 18 с.

111. Эйкхофф, П. Основы идентификации систем управления / П. Эйкхофф. М.: Мир, 1975.-683 с.

112. Soderstrom, Т., Stoica, P. On criterion selection and noise model parametrization for prediction error identification methods. International Journal of Control. 1981, vol. 34, No. 4, pp. 801-811.

113. Soderstrom, T. On a method for model selection in system identification. Automatica, 1981, vol. 13, No. 2, pp. 387-388.

114. Solo, V. Some aspects of recursive parameter estimation. International Journal of Control, 1980. vol. 32, No.3, pp. 395-410.

115. Unton, F.Z. A method for accelerating the first-order stochastic approximation algorithms. IEEE Transaction on Automatic Control, 1981, vol. AC-26, No.2. pp. 573-575.