автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Исследование и разработка методов обеспечения надежности и долговечности систем трубопроводного транспорта нефти

Министерство общего и профессионального образования Российской Федерации

Р I ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

г 2 :

На правах рукописи УДК 622.692.

ЧЕМАКИН МИХАИЛ ПАВЛОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ И ДОЛГОВЕЧНОСТИ СИСТЕМ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ.

Специальность: 05.15.13-Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук.

Тюмень-1998

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете и ОАО "Транссибнефтепровод".

Научный руководитель

Научный консультант

доктор технических наук, профессор В.А.Иванов

кандидат технических наук В.В.Новоселов

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Малюшин H.A.

кандидат технических наук, профессор Земенков Ю.Д.

Ведущее предприятие: ОАО "Сибнефтепровод"

Защита состоится " 1Р> " 0&_ 1998 г. в № часов

на заседании Диссертационного совета Д 064.07.02 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: г.Тюмень, 625000, ул.Володарского 38.

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке ТюмГНГУ. Автореферат разослан "_ÜL_" 0 5" 1998 г.

Ученый секретарь Диссертационного совета доктор технических наук, профессор

П

В.Д.Шантарин

Актуальность темы. В период интенсивного развития нефтегазового комплекса страны добыча и реализация нефти и газа практически удваивались каждые 10 лет. Для поддержания таких темпов добычи и поставки продукции от скважин до потребителей потребовалось соответствующее ускоренное развитие системы магистральных нефтегазопроводов. Однако, ускоренное проектирование, сооружение и ввод в эксплуатацию нефтегазовых объектов не могли способствовать более глубокому изучению, апробации и принятию наиболее обоснованных технико-технологических решений, обеспечивающих действительно высокую эффективность и надежность объектов нефтегазового комплекса. В результате в течение нескольких десятилетий существенная часть нефти и газа, извлеченных из недр земли, безвозвратно теряется во всем пути движения от скважин до потребителя, загрязняя окружающую среду, нанося ощутимый урон экологии и экономике.

Улучшение технико-экономических и экологических показателей работы нефтегазовых объектов предполагает в первую очередь повышение надежности магистральных трубопроводов - как одной из наиболее капитало- и металлоемкой части сооружений нефтяной и газовой отрасли, представляющей потенциальную угрозу окружающей среде на больших территориях. Проблема надежности обусловлена также жесткой зависимостью производства и сельского хозяйства от поставок нефти и обостряется усложнением структуры нефтепроводной сети, протяженностью транспортных коммуникаций и их мощностью. Существо данной проблемы состоит в обеспечении ритмичной поставки и приема нефти при поддержании технологического процесса перекачки с высокими технико-экономическими показателями и уровнем безопасности персонала и окружающей среды. В этих условиях настоящая работа является попыткой анализа и обобщения имеющегося материала с целью разработки методов обеспечения надежности при оптимизации резервов функционирования нефтепроводной сети.

Цель работы. Разработка методов и средств для высоконадежного транспорта добытой нефти, выявление и реализация резервов повышения надежности функционирования магистральной нефтепроводной сети.

Основные задачи исследования. В соответствии с целью работы решались следующие задачи:

Анализ взаимосвязи факторов, влияющих на надежность функционирования магистрального транспорта нефти.

1. Разработка математической модели формирования надежности трубопроводной системы по данным исследования вероятности безотказной работы отдельных конструктивных подсистем для участков различной длины и различного времени наработки до отказа.

2. Построение количественных зависимостей надежности функционирования нефтепровода от условий размещения и использования конструктивных и технологических элементов и схем перекачки. Разработка методов расчета надежности сети магистральных нефтепроводов для определения оптимальных соотношений между резервами пропускной способности и вероятностью безотказной работы отдельных конструктивных подсистем для участков различной длины и различного времени наработки до отказа.

3. Построение модели оптимизации производственных программ технического обслуживания и ремонта нефтепроводной сети с учетом оптимальных соотношений между резервами пропускной способности по направлениям перекачки.

Научная новизна.

• Исследована проблема системного анализа взаимосвязи факторов, влияющих на надежность функционирования систем магистрального транспорта нефти. Разработана методология оценки технологического риска.

• Преложен комплекс аналитических методов оценки функциональной надежности магистральных нефтепроводов в условиях неопределенности.

• Построены модели оптимизации производственных програм технического обслуживания и ремонта нефтепроводных сетей с учетом оптимальных соотношений между резервами пропускной способности по направлениям перекачки.

• Разработан алгоритм расчета интегральной оценки целесообразности вывода трубопроводов в ремонт.

Методологическими и теоретическими основами исследования являются концептуальные положения теории систем и системного анализа, теории принятия решений, теории надежности, прикладные исследования по статистической оценке вероятности безотказной работы отдельных конструктивных подсистем для участков различной длины и различного времени наработки до отказа.

Практическая ценность работы и реализация результатов исследований.

Основные результаты исследований автора внедрены и практически использованы в периоде 1993 по 1998г.:

- положены в основу программ научно-технического сопровождения эксплуатации и технического обслуживания системы нефтепроводов АО "Транссибирские магистральные нефтепроводы".

- использованы при разработке проектной документации по диагностике, ремонту и реконструкции нефтепроводов АО "Транссибирские магистральные нефтепроводы".

- используются в качестве учебно-методических материалов в учебном процессе специальности 0908 " Проектирование, строительство и эксплуатация газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз".

Апробация работы. Основные положения и результаты исследований автора докладывались, обсуждались и получили положительную оценку на следующих конгрессах, симпозиумах, конференциях:

1. На технических советах АК "Транснефть" 1995,1996,1997 годов.

2. Международный симпозиум "Workshop on Pipeline Integrity", 21 мая 1996 г., г.Тюмень.

3. Международный симпозиум "Магистральные нефтепроводы. Состояние, проблемы, перспективы", 30 октября 1997 г., г.Мюнхен.

4. Всероссийская научно-практическая конференция "Тюменская нефть -вчера и сегодня", 22 декабря 1997 г., г,Тюмень.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 1 монография, 5 статей, 2 авторских свидетельства.

Объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов, списка литературы из 100 наименований. Работа изложена на 132 страницах машинописного текста, содержит 9 рисунков, 15 таблиц.

Основное содержание работы

В введении дано обоснование актуальности выбранной темы, сформулированы цель и задачи исследований, показаны практическая ценность работы.

Первый раздел посвящен обобщению и систематизации методов и критериев комплексной оценки надежности эксплуатации объектов нефтетранспортной системы и ее элементов.

Показано, что в соответствии с традиционной классификацией причин отказов магистральных трубопроводов, предельные состояния магистральных .трубопроводов могут бь!ть разделены на три класса, характеризующих состояние труб и сварных соединений, состояние противокоррозионной зашиты трубопровода и уровень напряженного состояния в результате силового воздействия на трубопровод. При этом уровень начальной надежности конструкций трубопроводов определяется свойствами материалов, изделий и конструкций сооружаемых трубопроводов, которые в свою очередь зависят от уровня нормативных требований, выбора инженерных решений.

В процессе эксплуатации происходит изменение свойств материалов, изделий и конструкций трубопроводов. При таком подходе можно разделить ресурс на периоды приработки, нормальной эксплуатации и старения, в рамках которых интенсивность отказов соответственно уменьшается, поддерживается на одном уровне и увеличивается. Анализ показывает, что срок эксплуатации МН составляет: -свыше 30 лет - 25.3% (12.4 тыс. км); -от 20 до 30 лет - 29.0% (13.3 тыс. км);-от 10до20лет-33.9% (15.6тыс.км);-до Шлет - 11.8% (5.8 тыс.км).

К 2000 году доля нефтепроводов с возрастом более 20 лет составит 73%, а более 30 лет -40.6%.

Статистика закономерно связывает аварийные ситуации на магистральных трубопроводах со сроками их эксплуатации. Тем не менее, анализ показывает, что общее число аварийных ситуаций на магистральных трубопроводах снизилось за последние десять лет с 0.56 до 0.20 аварий в год.

Однако в связи с тем, что загрузка нефтепроводов за последние три года снизилась почти наполовину, этот фактор в определенной степени компенсирует негативные процессы, связанные со старением трубопроводов. В целом можно сделать вывод, что система нефтепроводов в настоящее время находится на стадиях нормальной эксплуатации и частично старения.

Практика показывает, что продолжительность эксплуатации трубопровода определяется не возрастом, а потребностями в транспортировании продукта в данном направлении в определенном объеме. Эксплуатация оборудования магистральных нефтепроводов связана со значительными материальными и трудовыми затратами на выполнение работ по диагностике и техническому обслуживанию, которые необходимо учитывать при анализе стратегий обслуживания и при оценке эффективности управления системой обслуживания и ремонта.

Должны также учитываться потери у потребителей во время функционирования объекта с пониженной производительностью из-за отказов и в процессе проведения диагностики и ремонта. Отсюда вытекает правомерность использования технико-экономических критериев оптимизации для управления процессами обеспечения надежности нефтепроводных систем. Выполненный анализ показал, что при выборе критерия эффективности необходимо учитывать как масштабы решаемых задач, так и специфические особенности трубопроводного транспорта нефти.

Представляется целесообразным подход к выбору критериев: выбрать, по возможности, универсальные критерии оценки эффективности стратегий формирования надежности, которые позволили бы исследовать и сравнивать стратегии для различных иерархических уровней магистральных нефтепроводов (например, система нефтепроводов, нефтепровод как обособленный объект, нефтепровод как сложная система последовательно соединенных элементов без резервирования, отдельные участки нефтепроводов). При этом следует различать общие критерии, характеризующие системный эффект, и частные критерии, характеризующие отдельные задачи, но в тесной взаимосвязи и единстве с общими. Наиболее общим является критерий минимума затрат, который отражает величину совокупных затрат на диагностику, техническое обслуживание, ремонт, с учетом риска возникновения аварийных ситуаций и их последствий.

При решении задач выбора стратегий управления техническим состоянием магистрального нефтепровода, критерий эффективности управления техническим состоянием может отражать величину снижения производительности в состояниях ограниченной работоспособности системы, "индивидуализировать" нарушения транспорта нефти с учетом специфики и важности каждого технологического объекта в общей структуре системы транспорта нефти.

Проведенный анализ показал, что для нефтетранспортных систем и их объектов потери зависят от:

- надежностных характеристик системы и оборудования;

- структуры нефтетранспортной системы и объектов потребления;

- возможностей оптимизации режимов транспорта нефти и потоко-

распределений;

- технического обслуживания и ремонта;

- структуры и мощности резервирования на всех уровнях.

В соответствии с этим система трубопроводного транспорта нефти в рамках

жизненного цикла рассматривается с целью получения характеристик надежности как сеть нефтепроводов с резервуарными парками.

- Исходными данными для расчетов потенциальных возможностей оптимизации режимов транспорта нефти и потокораспределений являются:

• укрупненная сеть магистрального транспорта нефти, которая характеризуется структурой, соответствующей фактическим или плановым данным исследуемого периода: пропускная способность, протяженность, диаметры дуг сети, размещение потребителей и резервуарных парков (укрупненная сеть);

- плановая либо фактическая схема грузопотоков по дугам сети;

- характеристики безотказности и ремонтопригодности дуг сети (интенсивность отказов и среднее время восстановления однониточного нефтепровода).

В основу расчетов надежности должна быть положена схема сети магистральных' нефтепроводов, которая описывает состав дуг сети, диаметр, длину, производительность ниток по установленному оборудованию.

Исходя из вышеизложенного, в качестве общего критерия надежности нефтепроводной сети может быть принята расчетная характеристика надежности, для которой обеспечение безотказности технологического оборудования (особенно линейной части), сокращение времени восстановления отказавшего оборудования, повышение уровня использования резервуарных парков обеспечивает выполнение плана приема и поставки нефти и экологических требований к эксплуатации.

Подобная оценка надежности, выбранная в качестве критерия, носит комплексный характер и поэтому позволяет выбрать экономически обоснованное решение в каждой конкретной ситуации и должна рассматриваться как методическая основа для формирования программ нового строительства, рациональной эксплуатационной деятельности и реконструкции сети магистрального нефтетранспорта.

Другие возможные целевые функции не обеспечивают учета влияния всех основных факторов и поэтому их целесообразно рассматривать в качестве дополнительных характеристик. К ним относятся вероятность безотказном работы, коэффициент готовности, степень использования потенциального технического ресурса отдельных элементов.

Во втором разделе рассмотрены принципы и методы оценки риска аварийных ситуаций и их последствий применительно к области трубопроводного транспорта нефти. Основная задача идентификации опасностей - выявление (на основе информации о данном нефтепроводе, результатов экспертизы и опыта работы подобных систем) и четкое описание всех присущих нефтепроводу опасностей. Предварительная оценка опасностей, определяемая надежностью и экологической безопасностью нефтепроводов должна осуществляться по следующим направлениям:

• аназиз риска, определяемого фактом снижения производительности нефтепровода;

• аназиз риска, определяемого фактом отказа нефтепровода;

• аназиз риска, определяемого техногенным воздействием на окружающую среду в результате отказа нефтепровода;

• аназиз риска, определяемого договорными отношениями с поставщиками и потребителями нефти, административными органами при возникновении отказа нефтепровода.

На этапе оценки риска идентифицированные опасности должны быть оценены на основе критериев приемлемого риска, что является основой для разработки рекомендаций и мер по уменьшению опасностей, в том числе рекомендаций по проведению диагностических обследований за состоянием некритических дефектов магистральных нефтепроводов.

Критерии приемлемого риска и результаты оценки риска могут быть выражены как качественно, так и количественно.

Для анализа частоты могут быть использованы:

• статистические данные, соответствующие типу нефтепровода и условиям его эксплуатации;

• методы анализа деревьев событий или деревьев отказов;

• экспертная оценка с учетом мнения специалистов в данной области.

Анализ последствий включает оценку воздействий анализируемой

опасности для здоровья человека, окружающей среды, нефтетранспортных компаний, потребителей нефтепродуктов. Прогнозирование последствий должно производится на базе модели аварийных процессов, отражающих:

• динамику аварийных процессов;

• сущность возникающих поражающих факторов;

• физические эффекты нежелательных событий (пожары, взрывы, выбросы токсичных реществ);

• критерии поражения рассматриваемых объектов воздействия.

Объем и методы проведения анализа риска во многом определяются выбранными критериями приемлемого риска.

В общем случае под приемлемым риском понимается риск, уровень которого допустим и обоснован исходя из экономических и социальных соображений. Риск эксплуатации магистрального нефтепровода является приемлемым, если его величина такова, что ради выгоды, получаемой от эксплуатации объекта, общество готово пойти на этот риск.

Применительно к задачам обеспечения надежности эксплуатации нефтепроводных систем, включая задачи планирования диагностических обследований и контроля за состоянием некритических дефектов магистральных нефтепроводов необходимо регламентировать производственно-технологический риск (критерий- минимальное отклонение фактических и плановых режимов работы трубопровода).

Алгоритм расчета риска предполагает два варианта проведения расчетов:

- для оперативной оценки ущерба по результатам обследования поврежденного или разрушенного объекта, независимо от причины аварии, для последующей оценки экономического риска с целью принятия необходимого управленческого решения (восстановление, реконструкция, консервация и т.д.);

- для прогноза экономического риска при разработке ТЭО, принятии решения о новом строительстве, при планировании вариантов действий по ликвидации последствий потенциальных аварий с учетом возможных экстремальных ситуаций, при планировании диагностических обследований нефтепроводов в процессе эксплуатации объекта с учетом остаточного ресурса и наличия некритических дефектов.

Для оценки риска нефтепровод разделяется на участки. Длина каждого участка зависит от того, насколько быстро происходит изменение параметров и условий по длине нефтепровода. При этом могут быть приняты следующие критерии классификации параметров трубопроводов:

•по потокам нефти;

•по срокам эксплуатации в зависимости от конструктивных решений;

•по срокам эксплуатации в зависимости от характера преобладающих

отказов;

•по интенсивности отказов;

•по условиям прохождения трассы;

•по оценкам экономического риска (по затратам, связанным с ликвидацией аварии и ее последствий в процентах к стоимости диагностики и планового ремонта).

После этого каждый участок оценивается по четырем показателям, которые отражают причины, приводящих к авариям на нефтепроводах:

•коррозия;

• повреждения третьими сторонами;

•строительный и конструктивный брак;

•нарушение режимов эксплуатации.

Каждому участку нефтепровода по каждому показателю присваиваются численные значения (от 0 до 100), определенные экспертным путем с учетом характеристик нефтепровода на основе анализа данных по его эксплуатации и обслуживанию. Эти индексы суммируются, после чего их умножают на коэффициент оценки последствий аварий (Кав.), тем самым получают величину фактора риска для нефтепровода.

Методика оценки производственного риска основана на ранжировании нефтепроводов в порядке приоритетности инспектирования и осуществляется путем придания трубопроводу номера приоритетности. Номер приоритетности является произведение коэффициента влияния аварии на сумму четырех основных факторов влияющих на целостность и надежность нефтепровода, что выражается следующей формулой:

R = А • ( В + С +D + Е) , (1)

где:

R - номер приоритетности (производственный риск);

А - коэффициент последствия аварии;

В - фактор повреждения нефтепровода третьими сторонами;

D - фактор строительного и конструктивного брака нефтепровода;

Указанный метод применяют для каждого участка нефтепровода и получают соответствующий набор значений фактора риска.

" Результаты ранжирования нефтепроводов по приоритетности в зависимости

от технологического риска определяют очередность и объемы технологически мероприятий в части диагностики и технического обслуживания.

Экономический риск, характеризуемый совокупным .ущербом и потерям! вызванными различными техногенными причинами и природными явлениям) рассматривается в следующих основных вариантах:

1. Оперативная оценка ущерба в случае произошедшей аварии, отказа ил стихийного бедствия.

2. Определение расчетного (ожидаемого) ущерба, т.е. прогнозируемого с учета вероятности событий, принимаемого в зависимости от инженерног (проектного) решения, фактического исполнения при строительств (исполнении) и уровня эксплуатационного обслуживания нефтепровода или ег элемента (участка).

Ущерб последствий аварий рассматривается как в прямых потеря (повреждение конструкций, потеря транспортируемых продуктов, выплат страховок, экологическое загрязнение и др.), так и косвенных (остановк производства, представление дополнительных ссуд и кредитов, нарушен» договорных поставок, снижение производительности труда и т.п.). Величин ожидаемого ущерба определяется с учетом вероятности возникновения аварийны ситуаций и их последствий.

В общем виде ожидаемый ущерб определяется зависимостями:

^Х^-Х*,- о

>1-5

где:

Р, - вероятность возникновения факторов, определяющих параметр! ожидаемого ущерба при эксплуатации нефтепровода, с учетом районировани: территории и классификации нефтепроводов по показателям риска;

V - ожидаемый ущерб;

У|- ущерб от повреждения конструкций, технологического оборудования I коммуникаций и их восстановления, компенсаций пострадавшим во время аварий;

У2 - ущерб от потерь транспортируемых продуктов;

Уз - ущерб от перерыва в работе в соответствии с договорным! отношениями с предприятиями поставляющими и потребляющими нефть;

У4 - ущерб от техногенных воздействий на окружающую среду;

У5- ущерб, связанный с выплатой штрафных санкций в связи с нарушениями законодательных и нормативных требований;

Б} - страховые компенсации, возмещения по договорам контракта.

Третий раздел отражает результаты прикладных исследований по созданию комплекса аналитических, методов оценки функциональной надежности магистральных нефтепроводов в условиях неопределенности. При решении задачи количественной оценки функциональной надежности магистральных нефтепроводов помимо показателей конструктивной надежности необходим учет резервов производственной мощности, то есть учет дефицитов сдачи (приема) нефти по исследуемому трубопроводу или трубопроводной сети. Решение данной задачи целесообразно осуществлять на основе модели, которая дает возможность воссоздать процесс оперативного управления для регулирования аварийного дефицита. Для этой цели может быть принята модель оперативного управлени, содержание которой заключается в следующем. Поток в расчетной сети у(\у)=хи(«0) должен обеспечивать максимум подачи нефти потребителям (у(\у)-»тах при минимальном значении критерия оптимальности (Си)х(\у)->пип. Такая модель соответствует требованиям, предъявляемым к решению типовой транспортной задачи поставки нефти, так как в них основным критерием является максимум подачи нефти потребителю, а критерий (Си)х(\*г)-»гшп играет вспомогательную роль, он позволяет решить вопросы, касающиеся адекватности самой модели. Для оценки функциональной надежности сети магистральных нефтепроводов целесообразно использовать модель надежности магистрального нефтепровода с емкостью. При этом показатели функциональной надежности зависят от уровня принятия решений об использовании резервов производственной мощности в целях повышения надежности поставок. Анализ показывает, что целесообразно использовать систему показателей для четырех уровней управления, при этом предполагается отдельное и совместное использование различных видов производственной мощности сети.

Показатели первого уровня определяются как среднее суммарное ограничение потока при возможных вариантах отказов трубопроводов и отношение объема поставки нефти с учетом отказов к плановому объему поставок (к„.)

N *(')Д.

о

где N - количество направлений перекачки;

K(i) - количество трубопроводов i-ro направления;

Xjj, - показатели безотказности и ремонтопригодности j-ro

трубопровода ¡-го направления; Q,j - величина потока нефти по j-му трубопроводу i-ro направления; Qmi - плановый объем поставки (приема) нефти сетью. Полученная величина, таким образом, характеризует уровень надежности сети в условиях полного отсутствия резервов пропускной способности и резервуарных парков.

В том случае, когда разрешено использование резерва пропускной способности дуги, на которой произошел отказ нефтепровода (qi>, (кнг) (показатели второго уровня) возникает возможность компенсации последствий аварийных простоев путем использования резерва пропускной способности отдельной ячейки. Управление потоками осуществляется за счет перераспределения между трубопроводами в плече перекачки, на котором произошел отказ.

Показатели третьего уровня отражают возможности использования резерва

пропускной способности дуг локальной сети, ответственной за отказ (<7з)>(^з) и

всей сети (q3), (k„j).

В качестве сети может быть рассмотрена совокупность всех направлений перекачки, входящих в отдельную локальную сеть, либо в сеть в целом. Управление потоками осуществляется в пределах локальной сети или всей сети.

При отказе трубопровода происходит перераспределение потоков по всем резервным пропускным способностям как аварийного направления перекачки, так и возможным обходным направлениям в рассматриваемой системе. Величины q3 и кнз характеризуют в сравнении с ql

И Кн| возможности

использования способностей сетей нефтепроводов.

В том случае, когда возможно использование резерва пропускной способности и резервуарных парков локальной сети, в рамках которой произошел

отказ (<¡'4и всей сети (q4), (k„j) совместный учет влияния пропускной

способности и резервуарных парков системы предполагает, что возможно использование всех парков, расположенных вниз по потоку от места аварии для

целей подачи и вверх по потоку для целей приема.

Определение дефицитов в сетях нефтепроводов с резервуарной емкостью основывается на последовательном расчете ожидаемых ограничений перекачки, возникающих вследствие отказов дуг сети.

Дефицит подачи в целом по сети определяется как сумма дефицитов по конечным пунктам сети, возникающих от повреждения всех дуг (х, у) сети.

Модель оптимизации обеспечения функциональной надежности сети магистральных нефтепроводов построена на сети, которая состоит из множества узлов (вершин) и множества дуг, соединяющих их. В реальном объекте узлу соответствует пункт добычи, потребления или промежуточный пункт; дуге -направление перекачки. Сеть может быть представлена в виде С[ЫЛ] где N -множество узлов, А - множество дуг сети С[Ы,А].

Дефицит подачи, возникающий в сети при отказах и снижающий пропускную способность дуги определяется как

= У-ШЦу^.У}, (5)

где V - поток сети в С[Ы,А], до снижения пропускной способности направления перекачки;

уп!и " максимальный поток в сети 0[Ы,А] после снижения пропускной способности дуги (¡о).

Ограничения объема поставки определяется как

Э0 = ЭгИ, (6)

где I - время снижения пропускной способности дуги.

При невозможности погасить весь дефицит подачи за счет резервов пропускной способности и реверсирования, оставшаяся часть дефицита компенсируется с помощью резервуарных парков.

При продолжительных авариях, из-за ограниченных запасов нефти и свободной емкости в парках, сеть будет работать с увеличивающимся дефицитом подачи.

Ограничения объема поставки определяется как

= <7>

/.I

Резервуарные парки рассматриваются как дополнительные источники и стоки с темпами отбора и закачки, определяемыми в результате решения оптимизационной задачи о потоке. В этом случае режим использования парка определяется минимумом ограничений объема поставки при случайной длительности нештатной ситуации, что достигается при поддержании в сети максимальное время потока величины min {v„, v„}, где vH - необходимый поток, при котором дефицит подачи равен 0, vM - максимальный поток.

Из этого утверждения однозначно устанавливаются требования при выборе режимов использования парков - они должны обеспечить максимальное время существования потока величины v=min{vH, v„}.

Предложенное правило позволяет строго сформулировать задачу определения режимов использования парков. Пусть в качестве источников можно использовать множество М парков, и все парки используются одновременно. Если найти в сети с новыми источниками поток заданной величины, то время существования такого потока будет определяться соотношением

где Ьт, - запас нефти (емкости) в парке т,еМ;

- темп отбора (закачки) нефти в парк. Задача управления сводится к тому, чтобы рассматривая множество Ф -реализуемых в рассматриваемой сети потоков у=гтип{уя, у„} необходимо выбрать такой, для которого выполняется соотношение

где Ьш - запас нефти (емкости) в парке гг^еМ; fs.ini - темп отбора (закачки) нефти в парк.

Предложенная оптимизация может быть проведена при исследовании зависимости максимального потока от пропускной способности дуг сети, принадлежащих некоторому разрезу.

Оптимизация должна проводиться в области допустимых решений в следующей последовательности:

1. Определение максимального потока в сети;

2. Определение дефицитов;

К,

(8)

Ь

t = min —-—> max.m, е М. veO f

J t.m,

(9.)

3. Определение максимального времени поддержания заданного режима;

4. Оптимизация распределения потоков с целью обеспечения моделей обеспечения функциональной надежности сети магистральных нефтепроводов.

В соответствии с этой структурой, на первом этапе в системе определяется величина ограничений, возникающих из-за аварийных ситуаций. Если ограничения могут быть полностью компенсированы за счет резервных пропускных способностей, тогда проводится оптимизация потоков. Если компенсировать ограничения полностью нельзя за счет резервов пропускных способностей, подключаются модели определения режимов использования парков. Если парки не способны полностью компенсировать дефицит производительности, то подключаются модели распределения дефицитов внутри групп.

После этого происходит фиксирование найденного состояния и определяются режимы использования парков, обеспечивающие поддержание максимальное время этого состояния.

Возможность использования аварийного запаса нефти в резервуарных парках для обеспечения функциональной надежности сети магистральных нефтепроводов может быть реализовано путем назначения каждому блоку сети величины запаса нефти, который обеспечит минимум суммарных затрат на создание запаса и потерь от недоприема и недопоставки нефти во время аварий.

Процедура определения оптимального запаса следующая: блоку сети (управлению магистральными нефтепроводами) назначается несколько уровней запаса. Для каждого уровня определяется функция с!,<г).

Зная £/"(*) и для ¡-го направления перекачки определяется значение математического ожидания показателя эффективности для заданного уровня запаса. Аналогично поступаем для каждого уровня запаса. Получив динамику изменения мотематического ожидания показателя эффективности, легко определить интервал для величины запаса, обеспечивающего его минимум.

Результаты расчетов показывают незначительные компенсационные возможности резервов пропускной способности и относительно небольшие возможности резервуарных парков для снижения возникающих ограничений подачи в результате аварийных ситуаций. Наибольшее влияние на надежность сети оказывают показатели надежности трубопроводов больших диаметров - 1020, 1220 мм). При этом большая часть дефицитов подачи определяется емкостью линейной части, а не резервной пропускной способностью. Это обстоятельство

показывает,' что для оптимизации надежности нефтепроводной сети и ранжирования приоритетов обслуживания в первую очередь необходимо учитывать надежность линейного участка магистрального трубопровода.

Четвертый раздел посвящен вопросам сокращения времени простоев нефтепроводов за счет рациональных процедур ремонтно-восстановительных • работ.

Поскольку каждому состоянию трубопровода соответствует тот или иной уровень риска возникновения аварийной ситуации и влияния результатов ее последствий, то для принятия решений о степени опасности рассматриваемого участка и определения целесообразности проведения ремонтно-восстановительных работ должны быть обобщены материалы, определяющие параметры возможного технико-экономического риска.

Основными определяющими факторами при решении вопроса о выводе трубопровода в ремонт являются: состояние трубопровода, объем ремонтных работ, конструктивно-технологические особенности объектов восстановления, затраты на восстановление, потери от простоя в период восстановления, сроки службы отремонтированных конструктивных элементов. На основании проведенных теоретических и экспериментальных исследований были обоснованы основные характеристики необходимого комплекса технических средств для каждого варианта установленных условий осуществления восстановительных работ и были разработаны соответствующие технологические схемы процессов восстановления.

Одной из первоочередных задач трубопроводного транспорта является создание комплексной методики принятия управляющих, технических и конструкторско-технологических решений по локализации аварийных ситуаций и производству работ по ТО и Р МН без опорожнения от продукта, позволяющих в комплексе решить проблему ликвидации аварий и их последствий, в частности, проблему кардинального снижения выбросов нефти на рельеф, эффективного и оперативного сбора разлитой нефти.

Сопоставительный анализ существующих систем ликвидации аварий и их последствий на МН, основанных на принципиально отличающихся концепциях без остановки перекачки и с полным опорожнением от продукта показывает на несомненные преимущества концепции ТО и Р МН без остановки перекачки. В соответствии с этим предлагается использовать технологический процесс ликвидации аварий и их последствий на МН с применением технологии ремонта

трубопроводов без опорожнения от продукта. Предлагаемая технология включает следующие основные операции: остановка перекачки нефти; закрытие линейных задвижек по обе стороны от поврежденного участка; локализация и изоляция разлива нефти; вскрытие поврежденного участка и подготовка ремонтного котлована; перекрытие трубопровода по обе стороны от поврежденного участка; вырезка дефектного участка; сборочно-монтажные и сварочные работы; контроль качества сварных соединений; подключение отремонтированного участка и ликвидация последствий аварий (сбор разлитой нефти, рекультивация).

Реализация данной технологии возможна лишь при наличии комплекса технических средств для оперативного и качественного осуществления всех операций и, в особенности, наиболее сложных и трудоемких - обеспечения пожаро-и взрывобезопасности работ, врезку в тело трубы, перекрытия сечения трубопровода, сборки под сварку кольцевых швов, локализации и сбора разлитой нефти. При этом технические средства, наряду с обеспечением ускоренного перекрытия трубопроводов, минимального выхода нефти, безопасного проведения работ и экологической безопасности, должны удовлетворять современным принципам конструктивной надежности в эксплуатации, простоте конструкции и обслуживания, исключению ручного труда и др.

На основании проведенных теоретических и экспериментальных исследований были обоснованы основные характеристики необходимого комплекса технических средств для оперативного и качественного осуществления всех операций технологического процесса ликвидации аварий и их последствий на МН с применением технологии ремонта трубопроводов без опорожнения от продукта и осуществлена комплектация соответствующих аварийно-восстановительных служб.

Предложенные в работе технические и конструкторско-технологические решения по ликвидации аварий и их последствий на МН отвечают основным принципам эксплуатационной и экологической безопасности систем нефтепроводного транспорта.

Основные выводы

1. Осуществлена идентификация моделей элементов магистральных нефтепроводов с физическим и моральным износом технических средств и технологии применительно к решению задач оценки и прогнозирования состояния нефтетранспортных систем учетом современных технических, технологических, экономических и экологических требований.

2. Показано, что основой для разработки рекомендаций по проведению диагностики состояния некритических дефектов магистральных нефтепроводов и мер по уменьшению и индентификации опасностей, должны быть критерии приемлемого риска.

3. Предложен критерий надежности обеспечивающей безотказность технологического оборудования и сокращение времени аварийно-восстановительных работ нефтепроводов, повышение уровня использования резервуарных парков при выполнении плана приема и поставки нефти и учитывающий экологические требования.

4. Разработан комплекс аналитических методов ' и формализованных математических моделей для оптимизации надежности нефтетранспортных систем, снижения их энергоемкости, ресурсопотребления, техногенного воздействия, а также процессов технического обслуживания и ремонта нефтепроводов.

5. Обоснованы основные характеристики комплекса технических средств для оперативного и качественного осуществления всех операций технологического процесса ликвидации аварий и их последствий на МЫ с применением технологии ремонта трубопроводов без опорожнения от продукта. Осуществлена соответствующая комплектация аварийно-восстановительных служб.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. В.А.Иванов, В.Н.Чепурский, М.П.Чемакин, Д.Х.Ким. Повышение качества функционирования нефтегазопромысловых и магистральных трубопроводов. Сборник научных трудов. -Тюмень: ТГНГУ, 1995.-c.3-12.

2. В.И.Кучерюк, Ю.Г.Сысоев, В.А.Иванов, О.Ю.Белова, М.П.Чемакин. Расчет тонкостенных конструкций объектов нефтяной и газовой промыщленности,-М.: Недра, 1996.-279с.

3. Чемакин М.П., Иванов В.А., Новоселов В.В., Конев A.B. Прогноз

эксплуатационной надежности нефтепроводов Западной Сибири: Тез. докл. симпозиума "Магистральные нефтепроводы. Состояние, проблемы, перспективы". -Мюнхен: GDMK.I997.- с.20-23.

4. Чемакин М.П., Конев A.B. Система переаттестации объектов транспорта нефти: Тез. докл. научно-практ. конф. "Тюменская нефть - вчера и сегодня". Известия Вузов "Нефть и газ". -Тюмень: ТюмГНГУ, 1997,- №6.-с.150.

5. Чемакин М.П., Конев A.B., Симинов В.В. Рекомендации по выводу трубопровода в ремонт. Известия Вузов "Нефть и газ". -Тюмень: ТюмГНГУ, 1998,- №3.

Подписано в печать 12.05.98 г. Формат 60х84\ 16 Печать офсетная. Бумага офсетная №1.1 печ.л. Тираж 100 экз. Заказ 75.

Отдел выпуска проектов института "Нефтегазпроект". 625019, г.Тюмень,ул.Республики, 209

Министерство общего и профессионального образования

Российской Федерации

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи УДК 622.692.

ЧЕМАКИН МИХАИЛ ПАВЛОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ И ДОЛГОВЕЧНОСТИ СИСТЕМ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ.

Специальность: 05.15.13-Строителъство и эксплуатация нефтегазопроводов,

баз и хранилищ.

Диссертация

на соискание ученой степени кандидата технических наук.

д.т.н., профессор В.А.Иванов к.т.н., В.В.Новоселов

Тюмень - 1998

Научный руководитель На) п

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

ВВЕДЕНИЕ..........................................................................................4

I. АНАЛИЗ СВОЙСТВ И МЕТОДОВ ОЦЕНКИ НАДЕЖНОСТИ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА С УЧЕТОМ ЕГО ОСОБЕННОСТЕЙ............9

1.1. Особенности формирования надежности линейной части магистрального трубопровода................................................................9

1.2. Методы оценки надежности функционирования действующей

сети нефтепроводов................................................................................18

1.3. Критерии комплексной оценки надежности действующей сети нефтепроводов........................................................................................32

II. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ АНАЛИЗА И ОЦЕНКИ РИСКА ВОЗНИКНОВЕНИЯ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ ДЛЯ ПЛАНИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ................... 39

2.1. Методология риск-анализа при оценке надежности эксплуатации магистральных нефтепроводов..............................................................39

2.2. Разработка методологии оценки технологического риска при эксплуатации магистральных нефтепроводов................... 45

2.3. Методология риск-анализа при оценке сопутствующих видов

риска при эксплуатации магистральных нефтепроводов.......... 63

III. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ФУНКЦИОНАЛЬНОЙ НАДЕЖНОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ....................................... 72

3.1. Количественная оценка функциональной надежности магистральных нефтепроводов..............................................................72

3.2. Модели обеспечения функциональной надежности сети магистральных нефтепроводов..............................................................81

3.3. Оптимизация аварийного запаса для обеспечения надежности

функционирования системы нефтепроводного транспорта..............89

W. РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ПЛАНИРОВАНИЮ И ПРОВЕДЕНИЮ РЕМОНТНО - ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТ....................................................................................................94

4.1. Разработка методологии вывода в ремонт нефтепроводов по данным диагностики..............................................................................94

4.2. Ликвидация последствий аварий нефтепроводов и проведение ремонтно-восстановительных работ....................................................105

4.3. Разработка практических рекомендаций по планированию вывода

трубопроводов в ремонт.................................... 113

ВЫВОДЫ............................................... 120

ЛИТЕРАТУРА........................................... 121

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. В период интенсивного развития нефтегазового комплекса страны добыча и реализация нефти и газа практически удваивались каждые 10 лет. Для поддержания таких темпов добычи и поставки продукции от скважин до потребителей потребовалось соответствующее ускоренное развитие системы магистральных нефтегазопроводов. Однако, ускоренное проектирование, сооружение и ввод в эксплуатацию нефтегазовых объектов не могли способствовать более глубокому изучению, апробации и принятию наиболее обоснованных технико-технологических решений, обеспечивающих действительно высокую эффективность и надежность объектов нефтегазового комплекса. В результате в течение нескольких десятилетий существенная часть нефти и газа, извлеченных из недр земли, безвозвратно теряется во всем пути движения от скважин до потребителя, загрязняя окружающую среду, нанося ощутимый урон экологии и экономике.

Улучшение технико-экономических и экологических показателей работы нефтегазовых объектов предполагает в первую очередь повышение надежности магистральных трубопроводов - как одной из наиболее капитало- и металлоемкой части сооружений нефтяной и газовой отрасли, представляющей потенциальную угрозу окружающей среде на больших территориях. Проблема надежности обусловлена также жесткой зависимостью производства и сельского хозяйства от поставок нефти и обостряется усложнением структуры нефтепроводной сети, протяженностью транспортных коммуникаций и их мощностью. Существо данной проблемы состоит в обеспечении ритмичной поставки и приема нефти при поддержании технологического процесса перекачки с высокими технико-экономическими показателями и уровнем безопасности персонала и окружающей

среды. В этих условиях настоящая работа является попыткой анализа и обобщения имеющегося материала с целью разработки методов обеспечения надежности при оптимизации резервов функционирования нефтепроводной сети.

Цель работы. Разработка методов и средств для высоконадежного транспорта добытой нефти, выявление и реализация резервов повышения надежности функционирования магистральной нефтепроводной сети.

Основные задачи исследования. В соответствии с целью работы решались следующие задачи:

1. Анализ взаимосвязи факторов, влияющих на надежность функционирования магистрального транспорта нефти.

2. Разработка математической модели формирования надежности трубопроводной системы по данным исследования вероятности безотказной работы отдельных конструктивных подсистем для участков различной длины и различного времени наработки до отказа.

3. Построение количественных зависимостей надежности функционирования нефтепровода от условий размещения и использования конструктивных и технологических элементов и схем перекачки. Разработка методов расчета надежности сети магистральных нефтепроводов для определения оптимальных соотношений между резервами пропускной способности и вероятностью безотказной работы отдельных конструктивных подсистем для участков различной длины и различного времени наработки до отказа.

4. Построение модели оптимизации производственных программ технического обслуживания и ремонта нефтепроводной сети с учетом оптимальных соотношений между резервами пропускной способности по направлениям перекачки.

Научная новизна. На основе теоретического обобщения работ отечественных и зарубежных ученых, результатов работ автора, а также практики эксплуатации нефтепроводной сети :

• Исследована проблема системного анализа взаимосвязи факторов, влияющих на надежность функционирования систем магистрального транспорта нефти. Разработана и методология оценки технологического риска.

• Предложен комплекс аналитических методов оценки функциональной надежности магистральных нефтепроводов в условиях неопределенности.

• Построены модели оптимизации производственных программ технического обслуживания и ремонта нефтепроводных сетей с учетом оптимальных соотношений между резервами пропускной способности по направлениям перекачки.

• Разработан алгоритм расчета интегральной оценки целесообразности вывода трубопроводов в ремонт.

Методологическими и теоретическими основами исследования являются концептуальные положения теории систем и системного анализа, теории принятия решений, теории надежности, прикладные исследования по статистической оценке вероятности безотказной работы отдельных конструктивных подсистем для участков различной длины и различного времени наработки до отказа.

Практическая ценность работы и реализация результатов исследований.

Основные результаты исследований автора внедрены и практически использованы в период с 1993 по 1998г.:

- положены в основу программ научно-технического сопровождения эксплуатации и технического обслуживания системы нефтепроводов АО «Транссибирские магистральные нефтепроводы».

- использованы при разработке проектной документации по диагностике, ремонту и реконструкции нефтепроводов АО «Транссибирские магистральные нефтепроводы».

- используются в качестве учебно-методических материалов в учебном процессе специальности 0908 " Проектирование, строительство и эксплуатация газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз".

Апробация работы. Основные положения и результаты исследований автора докладывались, обсуждались и получили положительную оценку на следующих конгрессах, симпозиумах, конференциях:

1. На технических советах АК «Транснефть» 1995,1996,1997 годов.

2. Международный симпозиум «Workshop on Pipeline Integrity», 21 мая 1996г., г.Тюмень.

3. Международный симпозиум «Магистральные нефтепроводы. Состояние, проблемы, перспективы», 30 октября 1997 г., г.Мюнхен.

4. Всероссийская научно-практическая конференция «Тюменская нефть -вчера и сегодня», 22 декабря 1997 г., г.Тюмень.

Публикации. По теме диссертации опубликована 1 монография, 5 статей, 2 авторских свидетельства.

На защиту выносятся следующие основные положения и результаты реализации целевых методов и моделей обеспечения надежности и долговечности систем трубопроводного транспорта нефти в процессе развития и реконструкции нефтетранспортных систем Западной и Восточной Сибири, созданных в рамках диссертационного исследования:

1. Методология системного анализа взаимосвязи факторов, влияющих на надежность функционирования магистрального транспорта нефти и идентификация моделей элементов магистральных нефтепроводов для решения задач оценки и прогнозирования динамики изменения состояния нефтепроводов,

обусловленных физическим и моральным износом технических средств и технологии, процессом адаптации нефтетранспортных систем Западной Сибири к современным техническим, технологическим, экономическим, экологическим и политическим требованиям.

2. Совокупность аналитических методов и комплекс формализованных математических моделей, методик и алгоритмов технологических расчетов, процедур анализа и синтеза процессов оптимизации параметров надежности нефтетранспортных систем, математических моделей принятия решений для оптимизации процессов технического обслуживания и ремонта нефтетранспортных систем в повышения требований к экономической эффективности, производительности и надежности нефтетранспортных систем, снижения их энергоемкости, ресурсопотребления, техногенного воздействия.

3. Операционная модель структуры и механизмов разработки, поддержки, экспериментального и опытно-промышленного внедрения результатов исследований в соответствии с основными направлениями научно-технического прогресса в области обеспечения надежности и долговечности систем трубопроводного транспорта нефти в процессе развития и реконструкции нефтетранспортных систем Западной и Восточной Сибири.

4. Проведенные исследования и разработки по сформулированным выше направлениям в совокупности представляют логически завершенную методологию решения поставленной проблемы и явились основанием для научного обоснования и практической реализации через проектные решения в производстве рекомендаций по повышению эффективности эксплуатации объектов нефтетранспортной системы АО «Транссибирские магистральные нефтепроводы».

I. АНАЛИЗ СВОЙСТВ И МЕТОДОВ ОЦЕНКИ НАДЕЖНОСТИ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА С УЧЕТОМ ЕГО ОСОБЕННОСТЕЙ

1.1. Особенности формирования надежности линейной части магистрального трубопровода

Надежность технического объекта является сложным свойством. Теория надежности рассматривает это как сочетание следующих свойств безотказности, долговечности, ремонтопригодности и сохраняемости [11].

Свойство сохраняемости имеет большое значение для транспортируемых и хранящихся изделий или объектов, к числу которых магистральный трубопровод не относится. Поэтому это свойство не играет важной роли при рассмотрении надежности трубопровода. Сохраняемость может быть проанализирована лишь для исходных материалов и элементов трубопровода. При этом наибольшее значение имеет сохраняемость труб, для которых период от момента заводского изготовления до применения на трассе составляет несколько месяцев. За этот период в результате атмосферной коррозии поверхность труб, обладающих низкой сохраняемостью, повреждается.

Свойство ремонтопригодности, играющее важную роль для всех восстанавливаемых объектов, в том числе и для трубопровода, формируется при проектировании трубопровода. Для стадии строительства при условии, если проект выполняется точно, оно является фиксированным и не участвует в формировании надежности трубопровода в процессе строительства [28].

Таким образом, главными свойствами, определяющими надежность трубопровода, является долговечность и безотказность. Для анализа этих свойств установим основные особенности линейной части магистрального трубопровода, отличающие его от других технических объектов.

Собственно трубопровод является металлическим, металл защищен от коррозии изоляционным покрытием и средствами электрохимической защиты. Если защита металла достаточно эффективна, то он не корродирует. При эксплуатации металл труб существенно не изменяет свои свойства, практически не "стареет". В отличии от него, изоляционное покрытие, которое, как правило, выполняется из органических материалов, стареет и с течением времени снижает свои механические и защитные свойства. Когда эффективность изоляционного покрытия становится ниже нормативного уровня, производится капитальный ремонт трубопровода - снимается старое и наносится новое покрытие, завариваются каверны в металле труб. Если при этом обнаруживаются сильно пораженные коррозией участки трубопровода, то они вырезаются и заменяются новыми. Отсутствие "старения" (существенное изменение свойств) основного элемента трубопровода (металла труб и сварных соединений) приводит к выводу, что линейная часть трубопровода является своеобразным техническим объектом, у которого при эксплуатации не расходуется ресурс. Здесь под ресурсом подразумевается обычное в технике понятие износа изделия в процессе его эксплуатации.

Рассмотрим более подробно важный тезис об отсутствии "старения" металла труб и сварных соединений. В процессе эксплуатации в трубопроводе (особенно в гидравлических системах) возникают пульсации давления перекачиваемого продукта и соответственно пульсации напряжений в металле. В течение эксплуатации трубопровода количество таких пульсаций достигает нескольких тысяч. Это дает основание для изучения влияния малоцикловой усталости, а также коррозионной усталости, если присутствуют коррозионные среды. Образование и развитие трещин малоцикловой или коррозионной усталости может расходовать ресурс, снижать остаточную прочность, то есть в этом смысле может происходить "старение" трубопровода [28].

Основой для разработки требований к надежности линейной части трубопровода является выявление всех типов его предельного состояния.

По каждому типу предельных состояний следует определять: во-первых, показатель качества конструкции, то есть количественную меру нагрузки, которую может выдержать трубопровод; во-вторых, показатель воздействия -реальная нагрузка по данному типу предельных состояний. Оба этих показателя, как правило, имеют стохастический характер. Разница между ними определяет критерий надежности конструкции, который тоже является случайной величинои. В соответствии с системой критериев надежности формулируют систему требований к конструкции трубопровода.

Как правило, увеличение начальной надежности трубопровода ведет к его удорожанию в результате применения более дорогих материалов, повышения трудоемкости, замедления темпов строительства [29]. Поэтому выбор значения начальной надежности является технико-экономической задачей, и для обоснования такого выбора необходимо провести специальное технико-экономическое исследование. В нем экономический аспект проблемы будет определяться системой требований к конструкции. Запишем изложенные соображения в математической форме:

их =ЯХ-8Х> 0;

г=1

иI ¿-$1 > 0;

(1.1)

где Р(1) - вероятность безотказной работы; [ - тип предельных состояний; т - число типов;

Ц} - критерий надежности конструкций по ьтому типу

предельных состояний; Я; - показатель качества конструкции;

8; - показатель воздействия на конструкцию.

Решая задачу определения вероятности безотказной работы по каждому типу предельных состояний, необходимо прежде всего установить законы распределения, математические ожидания и дисперсии двух случайных величин - показателя качества и показателя воздействия, а затем перейти к закону распределения их композиции - критерия надежности. В простейшем и наиболее распространенном случае закон распределения случайных величин и соответственно их композиции является нормальным.

Уровень начальной надежности конструкций труб�