автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Повышение эффективности функционирования системы нефтепроводов

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ВЫСШЕМУ ОБРАЗОВАНИЮ

Р Г Б ОД

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи ЧЕРНЯЕВ ВАЛЕРИЙ ДАВЫДОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ СИСТЕМЫ НЕФТЕПРОВОДОВ

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ 05.15.13 - Строительство и экс.шуатация нефтепроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

УФА 1994

Работа выполнена в Российской государственной корпорации "РОСНЕФТЕГАЗ"

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ: доктор технических наук, профессор A.A. Козобков доктор технических наук, профессор С.Ю. Рудерман доктор технических наук, профессор Л.И. Быков

ВЕДУЩЕЕ ПРЕДПРИЯТИЕ: АО "Нефтегазпроект" МИНТОПЭНЕРГО РФ, г. Тюмень

Защита диссертации состоится 25 ноября 1994 г. в 11.00 час. на заседании диссертационнного Совета Д 063.09.02 в Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450^62, г. Уфа, ул.Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в техархиве УГНТУ.

Автореферат разослан " /У " OXffijfyjL 1994 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета,

д.ф.-м.н„ проф. ^^-¡¡^¿¿fy р н- Бахтизин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Система магистральных нефтепроводов бывшего СССР сформировалась кэк следствие особых условий размещения добычи и переработки нефти.

В период до 1960 г. основное развитие получили локальные объекты магистрального транспорта в основных районах добычи нефти - Закавказье и Урало-Поаолжье. С 1960 г, начинает создаваться система транзитных магистральных нефтепроводов.

С перемещением добычи нефти в Западную Сибирь происходит все большее географическое разграничение в размещении добыч« н переработки нефти. Последняя, в соответствии с курсом на строительство крупных НПЗ в районах потребления, сосредоточивается в Европейской части страны, на юге Сибири и в Средней Азии.

Результатом такого размещения явилась необходимость переброски крупных потоков нефти в эти районы.

С увеличением добычи нефти в Западной Сибири основным направление- I транспорта становится Европейская част» СССР. Строятся сверхдальние транзитные магистральные нефтепроводы диаметром 1200 мм Усть - Балык - Курган - Уфа - Альметьевск, Нижневартовск -Курган - Куйбышев, вводится вторая очередь системы магистральных нефтепроводов "Дружба" диаметром 1000-1200 мм, нефтепроводы, обеспечивающие доставку нефти на нов! (е крупные НПЗ « экспорт, в том числе, Куйбышев - Лисичанск (1200мм) и Куйбышев - Тихорецкая.

В 1980-88 гг. сооружаются северные трансконтинентальные направления Сургут - Полоцк и Холмогоры - Клин, замкнувшие сеть магистральных нефтепроводов в единую систему нефтесн; Зжения страны.

Наряду с развитием единой систсмы, достраиваются н расширяются локальные протяженные объекты ич других районов добычи.

За 20 лет (60-80-е гг.) объем перекачки вырос вдвое, грузооборот - в 5 раз, протяженность нефтепроводов составила 65 тыс. км.

С учетом ввода в 60-80-х годах в стране в основном нефтепроводов боЛьшого диаметра экономик«, трубопроводного транспорта имела положительную тенденцию развития: снижены удельные затраты электроэнергии на единицу грузовой работы и себестоимость перекачки.

Сложившаяся система обладала следующими отличительными особенностями:

- гидравлической связанностью;

- высокой загрузкой;

- монопродуктивностью.

Данные особенности явились следствием истории развития всей нефтяной промышленности как единой унитарной системы и содержат в себе как преимущества, так и недостатки.

Преимущества заключались в экономии капиталовложений на создание сети, низкой себестоимости перекачки, хорошей маневренности в отношении приема и поставки нефти.

Главный недостаток связан с низкими резервными возможностями сети, что вызывает необходимость обеспечения качества поставок ценой постоянного оперативного вмешательства б режимы отдельных нефтепроводов, ограничением возможностей эксплуатационно! о обслуживания и, как следствие, ухудшением надежности оборудования.

На современном этапе функционирование системы нефтепроводов нроисхрдит в принципиально новых экономических и политических условиях. В связи с разделением трубопроводов по территориальной принадлежности между государствами - членами СНГ Российская акционерная компания по транспорту нефти "Транснефть" (бывшая Главтрансцрфть) объединила 12 производственных

предприятий магистральных нефтепроводов, расположенных на территории России. Компания по трубопроводному транспорту нефти выполняет функции по транспорту и хранению нефти, добывающие предприятия заключают договоры напрямую с потребителями.

Особенностями серьезных изменений условий функционирования трубопроводного транспорта за последние несколько лет следует признать ряд негативных технологических явлений, связанных:

- со снижением объемов перекачки, ведущим к значительной недогрузке отдельных направлений транспорта нефти, работе основного технологического оборудования на н-оптимальных режимах с низким к.п.д., простаиванию многих нефтеперекачивающих станций;

- со значительным ограничением приема нефти внутренними потребителями, что вызывает уменьшение загрузки нефтепроводов, соответственно снижение скорости перекачки, выпадение воды и развитие коррозионных процессов; максимальную загруженность резервуарно-го парка, что препятствует плановому проведению ремонтных работ на трубопроводах;

- с необходимостью большой маневренности по направлениям и по условиям поставки в условиях формирования нефтяного рынка,- что делает недостаточными существующие пропускные способности, которые могли являться избыточными в условиях жесткого планового хозяйства;

- со старением оборудования;

- с возрастанием требований к ологической безопасности и резким ростом штрафов за последствия аварий..

Отдельными аспектами рассматриваемой в работе проблемы занимался широкий круг ученых и специалистов практически во всех научных учрежде) »их. имеющих отношение к нефтяной

промышленности. Среда них можно отметить научно-исследовательские: ВНИИ, ВНИИгаз, РНИИОЭНГ, ВНИИСТ, ИПТЭР; проектные : Гияротрубопровод, АО Гипронефтегаз, ТатНИПИнефть, БашНИПИнефть; учебные : ГАНГ им. Губкина, Уфимский государственный нефтяной технический университет, Тюменский государственный нефтяной технический университет, Башкирский государственный университет, Азербайджанский институт нефти и химии имени Азизбехова, Ухтинский индустриальный институт « другие.

Функционирование системы магистральных нефтепроводов требует постоянного решения задачи обеспечения требуемой высокой надежности нефтсснабжения в условиях невозможно ли ее обеспечения (в условиях постоянного недостатка гошностей) без ущерба для эксплуатационной надежности оборудования и необходимости компенсировать этот ущерб ценой значительных трудозатрат.

Поэтому актуальной является разработка комплекса мероприятий, позволяющих разрешить эту напряженную ситуацию. Разработка таких мероприятий на системном и объектном уровне является целью настоящей диссертационной раиоты, в которой решаются следующие задачи:

• системный анаши проблемы надежности сети магистра ьных нефтепроводов, формирование направлений повышения надежности нефтеснабжения;

- разработка методов управления развитием н размещением резервов производственное мощности (включая размещение новых технических средств) в системе нефтеснабжения;

- формирование методов оперативного управления надежностью неф-тепроводиого транспорта;

• разработка системы профнлактик магистральных нефтепроводов;

- создание методов оптимального управления запасам» в соответствии со ступенями иерархии управления;

- обоснование эксплуатационных мероприятий в смежных подсистемах (системы промыслового сбора нефти), обеспечиваю'цнх снижение наиболее массовых проявлений отказов - коррозионных отказов труб;

- формирование взаимосогласованной системы нормативов надежности, обеспечивающей согласование оптимальных требований к надежности на различных ступенях управления нефтепроводами.

Науная новизна диссертации состоит в создании научно-практических основ повышения эффективности функционирования матет-ральнош нефтепроводкого транспорта на базе комплексного и системного повышения его надежности. Основными''элементами научной новизны диссертации, формирующими соответствующие научно-методические основы, является:

- система услозий оперативного управления магистральными нефтепроводами по уровням территориально-производственной, временной и ситуативной иерархии;

- способы включения управления надежностью в систему оперативного управления магистральными нефтепроводами;

- методы оптимального управления размещением резервов производственной мощности нефтепроводов (пропускных способностей, резер-вуарных парков, запасов нефти), согласованные с условиями развития системы;

- методы планирования режимов профилактического обсл} кивания нефтепроводов н проведения системы эксплуатационных мероприятий по предупрежден ю массовых коррозионных отказов;

- методы размещения систем диагностики, согласованные с требованиями эффективности и надежности различных объектов нефтепро-водного транспорта;

- принципы нормирования надежности системы магистральных нефтепроводов.

На защиту выносятся результаты научного обобщения разработок в области повышения эффективней работы системы магистральных нефтепроводов на основе повышения основного показателя качества их функционирования - надежности нефтеснабжения.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Основными практическими результатами работы являются разработанные:

- структура функций оперативного управления режимами системы нефтеснабжения;

- комплексная система плановых и эксплуатационных мероприятий повышения надежности нефтеснабжения;

взаимосогласованные нормативы надежности системы нефтеснабжения.

Результаты работы включены в "Методические указания по расчету производственной мощности действующих' магистральных нефтепроводов (Миниефтепром,1988)", "Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов" ВНТП- 2, "Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов" (М.: Недра, 1979), а также в целый ряд отраслевых руководящих документов (приведенных в библиографии настоящего реферата), регламентирующих все виды ремонтных работ на магистральных нефтепроводах.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

- Всесоюзном совещании" Проблемы применения энергии и механизации трудоемких процессов при ликвидации аварий."-г. Уфа, 1977;.

- научно-техническом семинаре "Методы оценки и пути повышения качества сварных труб и надежности нефтегазопроводов" -г.Уфа,1978;

- научной конференции "Состояние научно-исследовательских работ в решении проблем по комплексным программам нефтегазовой промышленности"-г. Уфа, 1979;

- Международном семинаре "Методические вопросы исследования надежности больших систем э"ергетики" - ПНР, г. Яблона, 1986;

- Международном семинаре "Проблемы сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти" - г. Уфа, 1988;

- Международной конференции IEA "Conference On Natural Resource Development-Crude Oil Sector. "- Москва, 1992.

- Международном семинаре " Трубопроводный транспорт нефти в бывшем СССР". - США, ХЬЮСТОН, 1992, 1993;

- Международной конференции по инвестициям в нефтеперерабатывающую промышленность в бывшем СССР. Институт Адама Смита, Лондон, 1993.

Структура работы.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы и приложений. (Содержание изложено на 430 страницах машинописного текста, 53 рисунках и 25 таблицах. Библис рафия включает 214 наименований.

Публикация работы. По теме диссертации опубликована 41 печатная работа.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введения диссертации обоснована актуальность поставленного исследования, сформулированы его цель и задачи.

В первой гливе проведен анализ проблемы надежности системы магистральных нефтепроводов, сформулированы основные задачи, вытекающие из существа проблемы и представлено их решение.

В соответствии с установившейся терминологией под надежностью иефтеснабжаюшей системы понимается "способность обеспечивать в заданных условиях функционирования бесперебойное снабжение потребителей соответствующей продукцией требуемого качества и недопущение ситуаций, опасных для людей и окружающей среды ".

Несмотря на определенность такой формулировки, содержание и методы решения проблемы надежности достаточно динамичны и существенно изменялись по мере изменения "условий функционирования". Следует выделить три характерных периода формирования проблемы.

1. Период ''локальной" надежности соответствует 1960-1972 гг. Трубопроводный транш рт обеспечивал в это время хотя и большею, но (Только часть поставок нефти. Нефтепроводы развивались на отдельных направлениях, не объединяя полностью нефтедобычу с потребителями нефти . Они фактически еще не рассматривались в виде системы» и требования по стабильности поставок (и приема) ограничивались наблюдаемыми возможностями стабильной работы отдельных трубопроводов, нарушаемым» отказам!] оборудования.

В этот период отказы нефтепроводов несущественно влияли на фунхцноннрошнш? промыслоз и НПЗ, имеющих значительные резервы мощности и дополнительные пути нефтеснабжения.

Соответственно, проблема надежности рассматривалась прежде всего как проблема экономической эффективности нефтепроводов в условиях отказов оборудования. Данный период оказался плодотворным в отношении формирования методов и средств обеспечения надежности отдельного нефтепровода. Именно в это время заложены основные пути обеспечения надежности локальных объектов.

2. Период "общественного" признания проблемы, продолжавшийся до начала 80-х годов, хотя и привлек к проблеме надежное™ наибольшее внимание, был не самым характерным с точки зрения понимания ее сущности.

Нефтедобыча развивалась в этот период настолько быстрыми темпами, что потребовала ускоренного строительства мощных и протяженных нефтепроводов, которое происходило в условиях освоения индустриальных методов. Темпы ввода нефтепроводов отставали от развития возможностей доСычи, и последующее выполнение плановых заданий психологически увязывалось с безотказностью вновь введенных магистралей.

Несмотря на существенное преувеличение роли надежности в этом несбалансированном процессе развития , оно оказалось чрезвычайно полезным . Новые мощные нефтепроводы как более ответственные и опасные объекты требовали нового подхода к обеспечению надежности . Решению этой проблемы способствовали соответствующие решения правительства, направленные на пересмотр условий сооружений и эксплуатации нефтепроводов в соответствии г с их новой ролью в нефтеснабжении страны.

3. Период формирования "системной проблемы" надежности начат с момента формирования единой системы нефтеснабжения, в которой нефтепроводный транспорт являе ея практически единственным средством доставки нефти потребителям. В отличие от прежних

периодов развития, надежность становится также системным свойством, своеобразным системным ресурсом, размещение которого обеспечивается в рамках общей задачи управления.

Начальным этапом ее решения является структуризация объектов. В порядке возрастания сложности рассматриваются технологические элементы и управляемые комплексы .

Первые включают последовательность начальных технологических комплексов:

- блоки насоскоеидовых агрегатов и других элементов станций;

- нефтеперекачивающие станции как совокупный агрегат первичных блоков;

- перегон (станция и линейный участок).

В управляемые комплексы входят:

- технологический участок ;

- нефтепровод как цепочка последовательно соединенных технологических участков, разделенных парками;

- региональная система нефтепу вводов, составляющая локальную сеть ;

- общегосударственная система нефтепроводов.

Методы исследования обеих групп принципиально отличны. Первые выступают лишь как несамостоятельные части управляемых комплексов. Но даже для управляемых комплексов при переходе от технологических участков и нефтепроводов к региональным и общегосударственным союзным системам пролегает качественный рубеж, связанный с формированием оперативного управления системой магистральных нефтепроводов.

В диссертации эта проблема впервые сформулирована в системном аспекте как необходимая предпосылка обеспечения надежности. Рассмотргчы функции и режимы оперативного управления системой.

Предложенная в табл. 1 структура оперативного управления представляет три взаимосвязанные иерархии управления:

- территориальную;

-временную;

- ситуативную.

Возможны две территориальные иерархии, построенные по технологической и производственной схеме.

Первая связана с последовательным формированием режимов отдельных протяженных нефтепооводов вниз по уровням , вторая формируется от системы в целом к е^ произаодственым подразделениям (транспортным предприятиям только потом - к нефтепроводам, вхоя-щим в их состав. Имеются определенные преимущества и недостатки каждой из альтернатив. Управление по технологической иерархии обусловлено условиями проектирования, строительства и ввода транзитных нефтепроводов, оно хорошо к ним адаптировано, обеспечивая высокую эффективность эксплуатации данного объекта, но, используя возможности формирования режимов , заложенные в систему нефтепроводов , входит а противоречие с условиями ремонтного обслуживания по производственному принципу и методами отработки внештатных ситуаций, осуществляемыми в ином режиме.

Иерархия управления, основанная на производственной структуре , использует имеющиеся у верхнего уровня мощные рычаги управления потокораспределением, создает лучшие возможности для ремонтного обслуживания и поп ,остью отвечает условиям погашения внештатных ситуаций. Очевидно, однако, что она в меньшей мере ориентирована на технологический объект - нефтепровод.

Таблица 1

Состав опергтивного управления магистральными нефтепроводами

Временная и ситуативная иерархия управления

Территориально-производственая иерархия Производственная иерархия технологическая производственная

структура структура

территориальная территориальная иерархия иерархия

Си- I Не ту- I штатив-! но-ная ! вая

Шла- Времен- Сутки ! но- ная пера-! вая иерар- 5 дней хия ! хня

месяц

НП ТУ

Нештатная ситуация

II У,1д

1а,Ш, У, 1д

II

1а,16,

III

р«

ГОН

сеть »»«»»"»» цех

«1Ъ

I а, 1в, I а, I д 16

II 1У II

у . На,16,1в, Нб, 1г,1д,Н ш,Уа У 1в, III ' »6, III,Уа

1в,Ш

У У

I - потокораспределение,

II - управление запасами в парках,

II - ¡определение фонда времени ремонтных работ, ГУ - управление потребителями, У • распределите материальных и трудовых ресурсов

а - включение насосных

агрегато., б - сменные роторы, в - реверсирование

перекачки, г - открытие перемычки, д - дросселирование

Ийекгся определенные области предпочтения для каждой из альтериагш»."Тёхнологическая структура в большеп'мере отвечает стабильным условиям поставки и потребления нефти.

НУ практике имеет место совмещение условий, требующее оптимального сочетания альтернатив и включения их в двухуровневую

систему управления магистральным кефтепроводньш транспортом . (главное управление - территориальные управления).

Практически в соответствии с рекомендациями диссертации реализуется смешанная система ( см.табя, !), В ковдотенщ-.о верхнего уровня выделяются режимы системообразующей сета,, включающей транзитные нефтепроводы (высокой загрузки) tt ограниченное количество нефтепроводов-регуляторов. При этом па урсг::е предприятий эти режимы детализируются tr поддерщшютог, но их главкой задачей является техническое обслузшзание.

Для остальной части системы сохраняется технологическая структура управления, обеспечпваемал преимущественно в одноуровневой иерархии за исключением чрезвычайных ситуаций, требутщих вмешательства верхнего урозня.

Временная иерархия включает в себя различные ypoismi; прогнозирование (на период Ш-20лет), проектирование (на 2-10 лет), различные виды управления (в темпе процесса).

Ситуативная иерархия предполагает управление в нормальном, аварийном и послеаваршшом режимах, а также в утяжеленной и р монтном режимах.

Система управления надежностью, явившаяся результатом данного исследования, согласована со структурой режимного управления.

В качестве показателей надежности сети используются дефициты сдачи (приема) нефти или коэффициенты надежности, которые носят расчетный характер и соответствуют различным возможностям режимного управления по ограничению последствий отказов.

Такие возможности связаны с различными, в соответствии с особенностями управления, стратегиями использования пропускных способностей и резервуарных парков.

Возможны различные уровни и последовательность использования пропускных способностей и резервуариых парков, имея в виду сохранение структуры управления или ее изменение (т.е. передачу управления по уровням при одновременном переходе от технологической структуры управления к производственной), а также различие в приоритетах задач управления надежности перед другими задачами управления, выражающееся в изменениях начальных состояний систем к моменту очередного отказа. В наибольшей мере это относится к со-сгонкпю резервуарных парков, управление которыми в плановом режиме осуществляется по комплексу критериев, обеспечивающих максимум эффективности функционирования. Крайними стратегиями такого управления являются абсолютный приоритет надежности перед другими проблемами управления и, наоборот, полное игнорирование надежности. Первая стратегия объединяет плановую и ситуативную иерархию в единый режим управления надежностью, вторая - выделяет ситуативную как исключительно надежностное управление.

"Крайние" альтернативы управления определяют предельные возможности управления надежностью.

При каждой конкретной величине запасов уровень ненадежности (вероятности отказов) нефтепровода определяете^ выражениями:

- в неуправляемом режиме j -fife х

р. -dx,

< i р-Ь-х

- в управляемом режиме

, Pl . «ре -J£_>,

где Е> - емкость резервуарного парка; ^ - интенсивность восстановления.

Таким образом, возможность повышения надежности за счет управления равна разности этих функций.

Соответствующие оценки надежности составляют базу сравнения при анализе вариантов повышения надежности на верхних уровнях временной иерархии управления системой (планирование, проектирование);

Рассмотренный в диссертации комплекс задач повышения надежности включает планирование развития и размещения производственной мощное, и нефтепроводов, размещение новой техники ( на примере диагностики), принятие решений в процессе оперативного управления. В качестве обобщения опыта повышения надежности разработаны нормативы надежности. >

Планирование развития и размещения производственной мощности с учетом условий повышения надежности направлено на оптимальное размещение резервов пропускной способности и емкостей резервуарных парков.

Критерием размещения является минимум совокупных затрат с учетом потерь у поставщиков и потребителей при отказах системы нефтеенабжения.

Для решения задачи используется трехэтапная процедура, включающая формирование базовой сети с вариантами расширения пропускной способности; оптимальное размещение в каждом иэ вариантов сети фиксированного объема дополнительно? (вновь вводимой) емкости парков; совместная оптимизация развития пропускной способности и ввода новой емкости по всему множеству совместных вариантов.

Результатом решения является оптимальный вариант повышения надежности, обеспечиваемый в процессе нового строительства и реконструкции нефтепроводов. Соответствующие рекомендации по развитию сети нефтепроводов использовались в планах капитального стро"тельства Мтшефтегазпрома в 1986-1990 гг.

Размещение новой техники и технологии связано, как правило, с проблемой выбора из множеств критериев, приоритеты которых устанавливаются эксперта«.

Например, внедрению одного из наиболее значимых направлений повышения надежности систем комплексной диагностики соответствуют, по крайней мере, три "надежностных" и одна чисто эксплуатационная цели:

- повышение надежности поставки (приема) нефти;

- повышение безопасности нефтепроводного транспорта;

- улучшение режимной управляемости;

- снижение трудоемкости обслуживания.

Из анализа соответствую!! их критериев выделяется система наиболее значимых факторов, определяя щих условия размещения систем диагностики:

- диаметр нефтепровода, загрузка, частота смены режимов, расположение в совмещенных коридорах прокладки.

Данные условия определяют группы объектов, требования к диагностики которых существенно различны по каждой из диагностируемых характеристик различных групп оборудования.

Соответствующая система требований (табл. 2) дифференцирована по группам нефтепроводов и в пределах их по отделы, лм объектам. Эти требования определяют уровень развития систем диагностики по их способности обобщить информацию для использования в процессе управления.

Нигний уровень диагностики соответствует измерениям, первичной обработке и использованию полученных данных в качестве информации для принятия решения. Развитие средств диагностики подразумевает, с одззой стропы, обобщение информации до уровня прогнозирования состояния и, с другой - использование полученных

результатов в процессе исправления от выполнения простейших функций автоматического регулирования до принятия оптимальных управленческих решений в процессе реального времени.

Таблица 2

Характерисипса требований к системам диагностики

Обтекты диагностики

Дкпгэсга-руемые характеристики

всевремеи-) с BHtgpr.it ?ягрут,;рй 1 спорма-иыххоор-соста- 1 с песта- V тамсП ' динзтах Шят&пыми 1вилькыыя Ь<црркоЛ прохла. ш I режимами (регяяаии I

Загружги-нефте-прододи . сзйяяюс диаметров

Незагруженные ■ Нефтепроводы еред-ГШХИ мкяых еятяров

ЛинеЯная честь:

-трубопровод

- электро-хнмзаиш-та

Перехвчк-

вагешие

сганщш:

- помеще-ти

насосно-спловые агрегаты

Герметичность:

- по круп

иым утечкам

- по мел -

кнм утечкем

Прочность качество Эффективность

-загазованность -утечки

- перетоки -вкбращш

В В

б

в

б п

а а

0 а

а - проверка параметра, управляющий режим; 1,2 - урозии развития средств по б - прогнозирование, информационный режим ; разрешающей способности и в - прогнозирование, управляющий режим. надежности.

б

В целом сформулированная система требований относится к вполне определенной технологической структуре нефтепроводов РФ, характеризующейся сравнительно высокой загрузкой крупных

трубопроводов, высокой активностью использования технологических запасов, существенным ограничением времени на проведение ремонтных работ загруженных нефтепроводов. Высокие требования к качеству . диагностирования состояния таких объектов являются неизбежной платой за перекспользозание произаодственой мощности. Поэтому действия в направлении улучшения технологической структуры, в том числе снижение загрузки, увеличение запасов емкости и нефти, позволяет ориентироваться на меньший диагностический охват объектов системы.

Оперативное управление надежностью является одной из задач оперативного управления системой магистральных нефтепроводов. Оно вводит в общую задачу управления две группы критериев:

- критерий обеспеченности поставок;

- критерии стабильности режимов,

В плановых ситуациях оперативное управление обеспечивает наилучшее начальное положение системы в случае возникновения отказов.

Особенностью нештатных ситуаций кзляетса их кратковременность и, соответственно, преимущественное использование и качестве критериев управления надежностью целей. '

Существует множество потоков, отвечающих условиям минимума дефицита, в то же время дополнительные критерии устойчивости управления также не описываются однозначным образом.

Поэтому внутри каждой группы критериев устанавливается приоритетный ряд частных критериев: минимум дефицита в целом но сети, минимум дефицитов в приоритетной группе источников. В них, в сответствин со значимостью конкретных потребителей, максимум стабильности режимов предполагает несколько существенно различных возможностей, нацеленных либо на ограничение числа

пусхов-остаковок агрегатов и, таким образом, обеспечивающее большую надежность оборудования, либо на ограниченное использование запасов нефти и, таким образом, нацеленное на сохранение максимальной готовности к следующей нештатной ситуации.

Выбор конкретной тактики управления связан с прогнозом нештатной ситуация и решением оптимальных (по различным критериям) задач управления потоками а сетях.

Нормирование ках метод обеспечения надежности связано с закреплением основных требований, процедур и правил, которые являются синтезом решений задач управления надежности, обобщением опыта эксплуатации и экспертизы специалистов.

Система разработанных нормативов включает нормативы эксплуатационного участка, магистрального нефтепровода и сети нефтепроводов.

В пределах данных разделов нормативной иерархии нормируется схема объекта нормирования, пнешкие воздействия, условия работы, формируется структура и их уровня. Нормативная схема типизирует коиструктивно-техкологическую структуру и способ управления.

Нормативными воздействиями определяют учитываемые в процессе нормирования внешние и внутренние факторы, включая надежность оборудования.

Нормативные условия классифицируют типизированные объекты по группам, характиризующимися сходными условиями функционирования.

Структура нормативов устанавливает предмет нормативной оценки - выходные показатели надежности, резервы производственной мощности (резервы пропускной способности , запасы нефти в парках, емкости парков) и их размещение в составе типизированных объектов, а так-ее нормативы типа режимных норм и правил.

Разработанная система нормативов использована при подготовке утвержденных "Методических указаний по расчету производственной мощности действующих магистральных нефтепроводов" (Мгашефгепром, 1988 г.), а также включены в состав подготавливаемых Р АН "Нормативов надежности больших систем энергетики".

Во второй глава рассмотрены задачи повышения эксплуатационной надежности промысловых трубопроводов. Выполненный анализ основных факторов, снижающих уровень надежности промысловых трубе проводных систем, показал, что в отличие оч магистральных трубопроводов не удается в течение длительного времени сохранить начальный уровень надежности этих объектов.

Наиболее часто встречающийся отказ в системах сбора - это нарушение герметичности вследств ге коррозионного износа в совокупности с высокогоггенсивными пульсациями давления и колебаниями температуры.

Анализ отказов как систем нефтесбора и водоводов, так и систем поддержания пластового давления, выполненный на примере Само-тлорского месторождения, показал , что сезонные колебания температуры приводят к росту числа отказов в летнее время, в связи с чем необходимо ушгшвать локальные.температурные напряжения трубопроводов и обоснованно выбирать тепловые режимы эксплуатации этих объеотов.

Для оценки срока службы промысловых трубопроводов предложит модель, учитывающая идентичность нагружения от изменения внутреннего давления, суточных и сезоьиых колебаний температуры. Полученные, решения позволяют обоснованно производить выбор диаметра и толщины сшйш промысловых трубопроводов.

В работе показано, что важным аспектом, уменьшающим вероятность отказов в системах сбора и внутри промыслового транспорта

нефти, таляется повышение скорости перекачки нефтеводяных эмульсий с целью выноса скоплений воды из пониженных участков трубопроводов, являющихся коррозионно опасными зонами. Исследования похазали, что другими потенциально опасными участками промысловых систем сбора являются начальные участки трубопроводов этих систем.

Для оценки надежности промысловых трубопроводов построена многофакторная модель, характеризующая вероятность отказа на различных стадиях эксплуатации трубопровода, в зависимости от гидродинамических характеристик потока и геометрических характеристик трубопровода.

Важным аспектом для увеличения сроков эксплуатации промысловых систем сбора является выбор технологических параметров, обеспечивающих режим трубопровода. Каждый режим движения смеет в трубопроводе характеризуется коэффициентом гидравлического сопротивления. Для идентификации и распознавания режимов движения смесек в трубах доказана возможность использования метода потенциальных функций, позволяющего классифицировать технологические параметры промысловых трубопроводов.

Для построения модели движения газоводонефтяных смесей в системе сбора продемонстрирована возможность использования метода группового учета аргумента (МГУА).

•Для оценки потерь напора в системе были использованы

следующие параметры: диамегр трубопровода 6 , расход жидкой фазы (3 к , обводненность эмульсии 6 , расходное газосодержание , плотность газа н нефти 5 ГР»9**Р* ДинамическиЧ коэффициент вязкости газа и нефти ¡лгр, .

Модель представляется в виде

дРЛ^Ч^О^К^р.^гр.Ы.

Для широкого сиектравходных параметров средиеквадратическое отклонение результатов расчета при использовании метода МГУ А не превышает-15%, что вполне приемлемо для инженерных расчетов.

В работе показано, что резу^таты расчетов могут быть значительно улучшены при некотором усложнении модели. Так, дополнительно учитывая параметры Фруда и Рейнольдса смеси, параметры , характеризующие рельеф трассы , температуру перекачиваемой смеси и т.д., можно уменьшить среднеквадратическую ошибку до 7,9%. Расчеты выполненные по различным моделям, позволили оценить основные факторы, определяющие режим и потери давления при транспортировке газоводоиефтяных смесей.

Важным аспектом, повышающим надежность систем промысловых трубопроводов, является правильный выбор стратегии профилактического обслуживания. Учитывая специфику функционирования промысловых трубопроводов, можно выделить три состояния системы:

а) и„ - система находится в рабочем состоянии;

б) и, -система в состоянии аварийно-профилактического

ремонта;

в) - система в состоянии плановой профилактики.

Анализ отказов промысловых трубопроводов показывает, что их

можно рассматривать как системы с монотонно возрастающей функцией отказов. В работе была выбрана стратегия обслуживания, при которой система обладает максимальной вероятностью нахождения в исправном состоянии в момент времени I (максимальная готовность) и максимальной вероятностью безотказной работы за отрезок времени от I до 1+г (максимальной надежностью за время работы г).

Качество функционирования системы характеризует следующий показатель:

R. tZ) = Um R(t •

f—v О"

где R(t,z) - вероятность биотказной работы системы. С другой стороны, представим

RU)« flrj(^iL)dt

•ЯП +

где F (++2), - вероятность безотказной работы

за время t+î, + соответственно; Тип - средняя длительность планово предупредительной профилактики;

Тип -средняя длительность аварийно профилактического ремонта части трубопровода.

Вводя поток отказов промыслового трубопровода для определения оптимального периода обслуживания промысловых трубопроводов окончательно получим г

-=-Iü2--E A(T)-FtT) + A(TV jF(+)dt,

Tan -Тпп + 2. Ten -Т„. + Z 0

В третьей главе рассмотрены вопросы повышения эффективности технического обслуживания магистральных нефтепроводов. По техническому уровню и степени надежности функционирования магистральные нефтепровода: условно можно разделить на три группы.

1. Нефтепроводы, построенные до 1970 ri, которые характеризуются сравнительно низкой степенью защиты от коррозии, включающей битумную изоляцию наружной поверхности трубопровода со сроком службы 10-12 лет. При строительстве этих нефтепроводов применялись только сварные фасонные детали полевого изготовления . Предпусковые испытательные давления составляли в оснопном 1,1 от

рабочего давления при продолжительности испытаний на прочность в течение 6 часов.

2. Нефтепроводы, построенные в период 1970-1975 гг. Характерным для этого периода является строительство нефтепроводов большего диаметра с использованием средств электрохимзащиты с энергопитанием их от местных источников. Время предпусковых испытаний было увеличено до 24 часов.

3. Нефтепровода, построенные после 1975 г. Этот период характеризуется применением фасонных деталей заводского изготовления, более высокой степенью акгивной и пассивной защиты и наличием вдольтрассозых ЛЭП для электроснабжения средств электрохимзащиты, линейных задвижек и средств телемеханики. Предпусковые испытательные давления повышены то заводского испытательного давления. Время испытаний - 24 часа. Повысилась категоричность отдельных участков нефтепроводов.

При планомерном прохождении всех стадий от проектирования до ввода в эксплуатацию по тем или иным причинам происходит по" степенное "ухудшение" показателей надежности трубопроводов за счет нерациональных проектных решений, ошибок изысканий, металлургических дефектов, несовершенства технологии строительно-монтажных работ и т. п.

I

В системе трубопроводного транспорта отказы категорируются в зависимости от объема утечки и продолжительности аварийного простоя трубопровода.

В соответствии с этими положенями проводился анализ отказов на нефтепроводах ПО магистральными нефтепроводами Западной и Северо-Западной Сибири (ПО ЗиСЗМН).

Анализ причин и характера отказов нефтепроводов показал, что

причиной более половины всех отказов являются дефекты строительства.

Все это говорит о необходимости построения рациональной системы технического обслуживания, призванной "компенсировать" ущерб от ненадежности магистральных нефтепроводов.

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

Исходя из этого, выделяются основные функции СТОР, заложенные в основе классификации, рассматриваемой а дайной работе. Показано содержание работ по ТОР и принципиальные основы, на которых базируются расчеты количественных показателей качества функционирования системы в цепом. Исследования качества функционирования СТОР магистральных нефтепроводов показало, что ее аналогом может служить математическая модель массового обслуя шания, представляющая взаимодействие обслуживаемой и обслуживающей систем.

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

В процессе эксплуатации магистральных нефтепроводов происходит постепенное ухудшение их показателей надежности. Эти "по герц" надежности могут быть в какой-то мере компенсированы

определенным комплексом организационно-технических мероприятий, к которым можно отнети планово-предупредительные ремонты (ППР) и текущие (профилактические) осмотры (ТО). Своевременные и целесообразные па объему профилактические работы позволяют не только улучшить п зказателн надежности , но и сократить эксплуатационные расходы. При этом возникают следующие проблемы:

•определение сроков проведения профилактических работ или периодичности профилактик;

- определение содержания профилактических работ или объема профилактих;

- организация проведения профилактик.

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

функционирование уча-тка магистрального нефтепровода (линейную часть) можно с точки зрения надежности представить в некотором приближении следующей стохастической моделью.

Система в каждый момент времени может находиться в одном из трех возможных состояний: исправном, неисправном, аварийном. В первых двух состояниях система работоспособна, но во втором состоянии в ней присутствует дефект, который при некоторых условиях при-

г . - .

водит к отказу, то есть система приходит в аварийное состояние, требующее проведения аварийно-восстановительных работ (АВР). Переходы системы из первого состояния во второе, из второго в третье и ' из третьего в первое или во второе случайны, и время нахождения системы в каждом из состояний подчиняется некоторым вероятностным законам. Проведение же профилактик (ТО и ППР) в тот момент, когда система находился в неисправном состоянии, переводит систему с некоторой фиксированной вероятностью в исправное состояние, то есть

в системе также возможны переходы из второго состояния в первое в фиксированные моменты времени.

Для этой системы были полупены и решены дифференциальные уравнения для вероятностей нахождения системы в каждо... из трех состояний, то есть описывающих динамику изменения состояний системы в вероятностном смысле. Уравнения получены в предположении, что "времена жизни" подчинены экспоненциальному закону. По полученному решению можно определить зависимость любых интересующих нас показателей надежности от величины межпрофгшактического периода. Полученное решение проверялось методами имитационного моделирования, при этом оказалось, что оно становится периодическим. При меньшем времени "эксплуатации" модели наблюдаются колебания показателей надежности относительно асимптотического значения.

В качестве критерия, на основе которого определяется оптимальная периодичность, выбран минимум суммы затрат на выполнение указанных работ и потерь от аварии за период эксплуатации.

Надежность магистрального нефтепровода определяется как надежностью линейной части, так и надежностью перекачивающих станций. В работе предложена модель , описывающая отказы в работе центробежных насосов, эксплуатирующихся на насосных станциях ма--гнстральных нефтепроводов и позволяющая учитывать процесс изменения основных параметров этих систем во времени. Предварительная обработка информации об отказах центробежных насосав позволила выделить следующие основные причины отказов:

а) повышенная вибрация;

б) ремонты различного вида;

в) отказы торцовых уплотнений, приводящие к остановке насоса;

г) перегрев подшипников;

д) невыясненные причины (до 3%).

Выделены две основные группы причин отказов - внешние и внутренние. К внешним причинам при такой классификации относятся условия эксплуатация насоса, физико-химические свойства перекачиваемой нефти ( содержание серы, механических примесей, газа и т.д.). К внутренним причинам относятся конструкция насоса, его типоразмеры, вид исполнения, качество сборки и т.д.

Такой подход позволяет описать всю совокупность основных центробежных насосов, эксплуатируемых на магистральном нефтепроводе, следующим дифференциальным уравнением

где n(,t) - текущее количество исправных насосов на конкретном нефтепроводе;

К, - con £>+ - коэффициент, учитывающий влияние на отказы насосов причин первой группы (величина постоянная для каждого нефтепровода;

K¿ -коэффициент, учитывающий влияние на отказы насосов причин второй группы К ¿(i) - & • ( d,, - эмпирические коэффициенты, рассчитываемые по экспериментальным данным. За критерий адекватности моделей в рассматриваемых классах функций использовалась минимальная величина дисперсии адекватности л £ (U„.-Uw )

Oal = 0.1 )

где U и. - количество отказов, полученных по теоретической модели;

U *кс. - экспериментальные значения, полученные на основании данных промышленной эксплуатации магистрального нефтепро-провода.

Сравнение результатов расчетов по принятой модели с промышленными данными по отказам насосов на одном из магистральных нефтепроводов показало удовлетворительную сходимость результатов.

Четвертая глава диссертации посвящена решению задачи управления надежностью резервуарных парков.

Анализ возможности повышения надежности нефтеснабжения на основе рациональной загрузки нефтепроводов и оптимизации запасов нефти в резервуарных парках показывает, что в условиях удорожания сооружения нефтепромыслов, неф-, зпроводоз и нефтеперерабатывающих заводов, а также централизации обслуживания магистральных нефтепроводов в труднодоступных районах севера повышается значение резервуарных парков, определилась тенденция увеличения их оптимальной вместимости. Но с другой ророны, возрастает стоимость самих резервуарных парков. Поэтому реальное снижение затрат в трубопроводном транспорте нефти сегодня может быть достигнуто только путем увеличения коэффициента использования резервуаров за счет внедрения прогрессивных методов технического обслуживания и ремонта.

Анализ опыта эксплуатации стальных вертикальных резервуаров (РВС) позволяет выделить два типа процессов, приводящих к отказам РВС - это отказы коррозионного типа и отказы усталостного типа (Малоцикловая усталость).

Установлено, что отказы к ррозийного типа характерны для резервуаров, выполненных с достаточно высоким качеством (резервуары, у которых все отступления от проекта укладываются в существующие нормативы). Отказы малоциклового типа характерны для резервуаров, имеющих существенные отступления о г проект. В таких резервуарах формируются неоднородные поля напряжений и

деформаций. В некоторых зонах напряжения могут превышать предел текучести, что обусловливает возможность процессов малоцнклоаой усталости. Интенсивность процессов износа (как коррозионного, так и малоциклового) определяется интенсивностью процесса эксплуатация: величиной максимального уровня заполнения резервуара, величиной минимального уровня и частотой чередования максимального и минимального уровней.

На этапе расчета рациональной загрузхи нефтепроводов и оптимизации запасов нефти ч резервуарных парках решается вопрос о запасе, который должен быть обеспечен резервуарном парком в целом. В рассматриваемой главе диссертации разработаны модели, позволяющие при заданном оптимальном запасе нефти дш данной НПС, распределить запас между резервуарами тгой НПС таким образом, чтобы обеспечить максимальную надежность парка. При этом оптимальное распределение запаса между резервуарами производится на основании рассчитываемой величины остаточного ресурса каждого резервуара ках элемента системы трубопроводного транспорта.

В качестве критерия оптимальности использован коэффициент оперативной готовности резервуара Р( который имеет смысл веро-. ягаости застать резервуар в момент времени I в работоспособном состоянии и проработать безотказно еще в течение времени х - времени *

оперативной готовности, которое определяется с учетом изношенности линейной части на основании статистики отказов.

Входными параметрами модели являются: Тп - среднее вре-" мя планового ремонта; Та - среднее время аварийного ремонта;

X - время оперативной готовности резервуара. Выходной величиной является оптимальная наработка, по истечении которой резервуар должен быть обследован и направлен на ремонт.

Максимальная величина коэффициента оперативной готовности достигается в точке Т , определяемой из уравнения

= - F(r) X(T)-|YC/- tr(t)ldt,

где F(t) - фртдащга распределения времени безотказной работы; MY) - функция интенсивности отказоз.

Для резервуаров первой группы, и которых превалируют опсазы коррозионного типа, использована модель, предложенная Гаяяямо-вьш А. К. и Московской О. А.

F(T)*0,5 4 f ("r>

где - е - нормализованная функция Лапласа;

О *

TV/x man " безразмерный параметр времени; V - математическое ожидание скорости коррозии; Ктах - допустимая величина коррозионного изкоса; S« - вариация скорости коррозии.

В исследованиях по второй группе резервуаров (резервуары, в которых превалируют процессы малоциклозой усталости) используется допущении о наличии в конструктивных элементах пезерзуара "необнаруженных" поверхностных дефектов малых размеров. В качестве остаточного ресурса предложено использовать число циклов опорожнения-заполнения резервуара до достижения скрытой трещины " критического размера ". Процесс эволюции трещины описывается уравнением Пэриса-Зрдогана

-fb-C-.UK,)",■

где L - текут ,ий размер эквивалентной трещины;

аКл -размах коэффициента HhfeiCHBHOcni напряжений; С, П - константы материала.

Разработанные в диссертационной работе модели позволяют реализовать детер? -инированный подход к решению задачи о долговечности резервуаров второй группы. Такой подход, хотя и представляет возможность создания инженерных методик расчета долговечности резервуаров, тем не менее приводит к необходимости использования весьма значительных (до 20) запасов по числу циклов, так как основные параметры модели - суть случайные величины.

В диссертации предложена модель оценки долговечности резервуара с учетом случайного характера параметров. В работе обосновано использование логарифмически нормального закона распределения

а" I

долговечности г «о

где В=Ц М/ Ц М - безразмерный параметр долговечности; в*- (цы-бЦй 6 е - вариации параметра долговечности. Анализ полученных решений как для резервуаров первой,так н второй групп, позволяет определить основные пути повышения надежности и эффективности эксплуатации резервуаров, в частности, видно,

что оптимальный ресурс возрастает с увеличением параметра • _ ■

А Та-Тп+Х Составляющие "X величины ТП|Тц , н X характеризуют уровень надежности системы трубопроводного транспорта и эффективность системы технического обслуживания и ремонта. Так, если все элементы системы трубопроводоного транспорта обладают высокой надежностью, то время оперативной готовности становится величиной достаточно малой . Если /кроме того, трубопроводный транспорт обеспечен высокоэффективной системой технического обслуживания,

включающей эффективную систему диагностирования, то среднее время , затрачиваемое на плановый и неплановый ремонты, близки по величине. Наличие надежных методов диагностирования снижает до минимума вероятность катастрофических отказов и позволяет подготовиться к очередному прогнозируемому ремонту. Таким образом, при наличии эффективной системы технического обслуживания X ♦О, Та -»Тп и, следовательно, % возрастает. И наоборот, при низкой эффективности системы технического обслуживания время Та увеличивается по сравнению со временем Тв , возрастает и необходимый запас работоспособности резервуаров (время оперативной готовности). Очевидно, по мере старения системы транспорта нефти, величина X убывает. Таким образом, параметр 7. может служить характеристикой эффективности трубопроводного транспорта в целом. '

Возможности увеличения эффективности системы трубопроводного транспорта, вообще говоря, ограничены, т. к. все входные величины параметра определяются уровнем технологии производства. Но на основании структуры можно определить основные направления увеличения эффективности системы.

Анализ показывает , что максимальный эффект сегодня может быть достигнут путем совершенствования системы технического обслуживания. Так, например, разработка эффективной системы диагностирования на базе методов индивидуального прогнозирования позволит максимально сблизить Тч и Т„ , что даже при низком уровне надежности системы (хч»ь1) позволит существенно увеличить X .

В пятой главе обобщен комплексный подход к решению задачи надежности нефтеснабжения. Основная концепция состоит в том , что высокая надежность нефтеснабжения может быть обеспечена

наличием резервов пропускных способностей нефтепроводов, запасов продукции у потребителей ч свободных емкостей в пунктах перевалки. Повысить эффективность использования РП, в особенности головного и конечного, можно с помощью управления запаса нефти в них. Для этого необходим резерв производительности нефтепровода. На многих нефтепроводах такой резерв имеется.

Если же суммарные ущербы от простоев магистрального нефтепровода, поставщиков и потребителей значительны, то могут оказаться эффективными и затраты на создание резерва производительности нефтепровода.

Кроме того, при случайных запасах нефти в РП (отсутствии управления запасами нефти) вместимости головного и конечного резер-вуарных парках никак не влияют на среднее время простоев промысла и завода при отказах нефтепровода.

В диссертации рассматривается проблема повышения надежности нефтепровода с резервуарными парками с помощью управления запасами нефти в РП. При этом определяется, в каких случаях надо управлять запасами , какие поддерживать запасы нефти в РП и ожидаемый при этом эффект, какой должен быть оптимальный резерв производительности нефтепровода. Результаты , полученные при

оптимизации запасов нефти в РП однониточного нефтепровода, могут #

быть использованы при определении запасов нефти в РП разветвленных и многониточных МН.

Отличительной особенностью предлагаемой постановки задачи определения надежности МН с РП является возможность управления запасами нефти в РП. Теория управления запасами непосредственно не может быть использована, так как в данном случае управление запасами сводится не к расходыванию и пополнению запасов, а к их

перераспределению по РП. Моменты же перераспределения запасов определяются внутренними свойствами системы - ее надежностью,.

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

Показывается, что в качестве критерия оптимальности целесообразно рассматривать минимум суммы приведенных затрат на повышение надежности (с учетом затрат на управление запасами) и экономических ущербов из-за отказов. В качестве финансовых ущербов рассматриваются суммарные ущербы от простоев промысла, нефтепровода я завода. Среднее значение критерия оптимальности определяет » с учетом вероятности невосстановлеиия запасов нефти в РП за время между дпумя отказами, которая зависит от интенсивности отказов и восстановлений ЭУ и резерва производительности нефтепровода.

Задача заключается в определении расстановки и вместимости резервуариых парков, поддерживаемых запасов нефти в них и резерва производительности нефтепровода, обеспечивающих минимум функционала.

Предполагая, что за время между двумя отказами запасы нефти в резервуариых парках восстанавливают полностью, можно юстроить модель оптимизации запасов нефти в РП. Полученное при этом значение экономических ущербов, являющее функционалом модели, представляет оценку ущербов снизу.

Вероятность восстановления запасов нефти за время между двумя отказами определяемся из следующих соображений.

Время простоя I -го ЭУ является случайной величиной. Зная величину падения производительно«а в результате отказа, можно определить объем нефти, откачанной из РП.

Объем нефти, который может быть восстановлен с помощью некоторого резерва производительности нефтепровода, определяется случайным временем до следующего отказа. Сравнение этих случайных объемов и характеризует вероятность восстановления запасов ке-фтн в РП.

Затраты на управление запасами нефти в РП являются функцией от вместимости РП, запасов нефти в них и резерва производительности нефтепровода. Они представлены в виде следующих составляющих:

- средних годовых дополнительных затрат на электроэнергию, связанных с управлением запасами нефти в РП;

- средних годовых затрат в следствие дополнительной естественной убыли нефти при управлении запасами;

- среднего годового ущерба от недоиспользования возможности нефтепровода;

- приведенных затрат на лупинг для создания резерва производительности нефтепровода.

В свою очередь, энергетические затраты представляются в виде трех составляющих:

- средних годовых затрат на перекачку объема нефти, восстанавливаемого в резервуарных парках;

- средних дополнительных затрат за максимум потребляемой мощности;

- средних дополнительных затрат на перекачку основного объема нефти.

Затраты вследствие увеличения естественной убыли нефти при управлении запасами рассматриваются в виде двух составляющих:

- средних годовых убытков от дополнительной естественной убыли нефти при приеме, отпуске и хранении в резервуарных парках;

- средних годовых убытков от дополнительной естественной убыли нефти при перекачки по магистральному нефтепроводу.

Для управления запасами нефти в РП необхоЬим резерв производительности нефтепровода. Этот резерв используется не весь период работы МН , в связи с чем возникают дополнительные убытки, определяемые величиной резерва производительности, средним значением за год времени недоиспользования мощности и ее ценой.

Решение всей задачи на оптимум методами нелинейного програ-мирования - трудоемкая задача. Кроме того , полученное единственное оптимальное решение мало отражает качественные характеристики зависимостей. Поэтому задача решается в два этапа. Для различных вмесгимостей и расстановок РП определяются оптимальные запасы и резерв производительности нефтепровода. По полученным зависимостям функционала от вместимости и расстановки РП, запасов нефти в них и резерва производительности нефтепровода определяются оптимальные параметры.

Доказывается, что уровни оптимальных запасов нефти . которые следует поддерживать в РП , имеют тенденцию увеличения от нуля в головном РП до полностью заполненного конечного РП. Конкретные же их величины могут быть получены только в результате расчета по предложенной модели. Уровень оптимальных запасов, равный половине вместимостен промежуточных РП (в головном и конечном РП поддерживаются запасы, равные соответственно нулю и полной вместимости), указыва й- на то, что ущербы от простоев промысла и зар< нз rytiit TBcnifo mchi nie ущербов от простоев нефтепровода. Если -w

оптимальные запасы таковы,что часть РП от головного до среднего промежуточного пусты, а все последующие РП заполнены, то ущербы от простоев промысла и завода имеют существенный удельный вес в экономических ущербах.

В случае отсутствия управления запасами нефти в РП вероятности простоев промысла, нефтепровода и завода одинаковы. Управление запасами существенно сокращает время простоев промысла и завода, что приводит к уменьшению соответствующих ущербов. Затраты на управление запасами не должны превышать этих ущербов. При этом учитывается вероятность восстановления запасов нефти в РП. При увеличении резерва производительности в пределах 5 % затраты на управление запасами растут практически линейно. В зависимости от удельных стоимостных показателей составляющие затрат на управление запасами принимают значения: затраты на электроэнергию - 1,5 -7,5%, затраты на естественную убыль нефти - 0,2 - 1,5 % , ущерб от недоиспользования мощности - .10 - 45 %, приведенные затраты на строительство лупиига - 55- 65 % всея затрат на управление запасами . Наибольшее влияние на величину затрат на управление запасами оказывают затраты на создание резерва производительности МН. Поэтому в тех случаях, когда резерв имеется , управление запасами нефти в РП' практически всегда эффективно.

Применение разработанной теории для псгностью загруженного нефтепровода диаметром 820 мм, длиной '600 км и производительностью 22 млн т/год позволило сделать вывод о целесообразности строительства на нем трех промежуточных резервуарных парков с суммарной вместимостью около 40 ч. (головной и конечный РП имеют объемы, равные 72 ч. средней производительности нефтепровода). При этом необходимо создать резерв производительности, равный 2%. В случае отсутствия управления запасами сумма оптимальных

вместимостей промежуточчых РП равна 60 ч. Управление запасами нефти в гТ1 привело к снижению суммы экономических ущербов и затрат на повышение надежности МН на 7,5%, уменьшив при этом суммарную вместимость промежуточных РП на 30%.

Из данной части проведенных исследований следует, что совместна я оптимизация запасов нефти в резервуарных паркая н загрузки магистрального нефтепровода позволила разработать методику, использование которой делает возможным дальнейшее повышение надежности системы промысел- нефтепровод- завод. Имеющие место в настоящее время значения интенсивностей отказов и восстановлений линейной часта и насосных станций, а также технико-экономических показателей нефтепровода обусловливают эффективность управления запасами нефти в резервуарных парках. Результаты расчета оптимальных вместимостей промежуточных резервуриых парков с учетом управления запасами нефти на конкретных примерах показали, что их значения могут быть уменьшены на 20-30% ( по сравнению с оптимальными в случае отсутствия резерва производства) за счет резерва производительности нефтепровода, составляющего около 2 %. При этом значение суммы ущерба от ненадежности и затрат на увеличение надежности уменьшается на величину 5-7%.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Планирование основных показателей нефтеснабжения без учета случайного изменения внешних условий приводит к существенным просчетам и нарушению стабильности снабжения как отдельных предприятий, так и экономического хозяйства в целом. Главным недостатком существующей системы планирования является

несоответствие структуры мощностей для обеспечения стабильности нефгеснабжения на всех интервалах управления.

2. Надежность нефгеснабжения достигается планированием резервов производственной мочщосш основных подсистем нефтедобычи и нефтепроводного транспорта на основе разработанных нормативов.

Магистральный нефтепроводный транспорт должен иметь резервы пропускной способности, учитывающие вероятные изменения в основных районах добычи нефти.

3. Распределение ответственности между нефтедобычей и магистральным транспортом за надежность нефтеснабжения достигается оптимальным распределением товарных запасов нефти и созданием необходимой вместимости резервуарных парков. Средствами обеспечения маневренности являются резервы пропускной способности трубопроводов, вместимость резервуарных парков и запасы нефти в них.

4. Транспортирование газоводонефтяных смесей по трубопроводам сопровождается интенсивной внутренней коррозией, что существенно снижает надежность эксплуатации этих объектов газонефтесбора. Анализ характера коррозионных отказов промысловых нефтегазопроводов показывает, что процесс разрушения трубо-

« провода из-за коррозии в значительной степени зависит от структуры потока нефть-газ-вода, продуктов коррозии и механических примесей.

Существенным фактором снижения эксплуатационной надежности промысловых трубопроводов является динамичность и цикличность действующих нагрузок, локальные напряжения на основе температурных перепадов, что способствуют снижению нормативных сроков функционирования этих систем.

Оперативное диагностирование и прогнозирование состояния промысловых трубопроводов позволяет снизить отрицательное воздействие осложняющих факторов их эксплуатации. Обоснованы технологические решения эксплуатации промысловых систем сбора и транспорта продукции скважин при осложненных условиях, система их организации и профилактического обслуживания.

5. Практика эксплуатации магистральных нефтепроводов показывает,что наибольшее влияние на эксплуатационную надежность оказывает качество строительно-монтажных работ.

После 15-20 лет эксплуатации заметно возрастает интенсивность потоха отказов. С использованием вероятностной модели возникновения и развития. неисправностей предложена методика по определению периодичности проведения технического обслуживания линейной части нефтепровода.

Проведена оцешса параметров надежности центробежных насосов магистральных нефтепроводов. Предложенная модель с высокой степенью достоверности описывает кинетику выхода из строя насос-но-силового оборудования.

6. Проведенные исследования позволили построить классификацию резервуаров. При этом выделены две основные группы по характеру отказов в процессе эксплуатации: резервуары первой группы (резервуары, имеющие отступления от проекта, укладывающиеся в существующие нормативы), для которых характерными являются коррозионные отказы; резервуары I эрой группы (резервуары,имеющие отступления от проекта,превышающие действующие нормативы) - это резервуары, для которых характерны отказы, связанные с малоцикловой усталостью.

Разработана методика расчета оптимального межремонтного ресурса резервуар >в и первой группы( по критериям корро'шонпгч о

износа), и второй группы (по критериям малоцикловой усталости). Показано, что увеличение эффективности резервуарных парков возможно посредством перехода к методам индивидуального прогнозирования технического состояния.

7. В связи с г ем,что по магистральным нефтепроводам перекачивается более 90% добываемой в стране нефти, предъявляются повышенные требования к надежности нефтеснабжения, эффективному использованию объектов транспорта и хранения нефти. Непродолжительное .прекращение аерекачки может привести к значительным ущербам. В этих случаях использование обоснованного технического резерва может повысить эффективность работы магистрального нефтепровода.

Основными факторами обеспечения технического резерва являются создание резерва производительности нефтепровода и наличие резервуарных парков достаточно большой вместимости у поставщика, потребителя, промежуточных перекачивающих станций. Эти факторы взаимосвязаны в своем влиянии на надежность и эффективность работы нефтепровода.

В приложениях рассмотрены нормативы надежности эксплуатационных участков, нефтепроводов и сети магистральных нефтепроводов.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Черняев В. Д. Влияние металлургического качества труб и технологии строительно-монтажных работ на надежность магистральных нефтепроводов: Сб. тез. докл. научно-технического семинара " Методы оценки ы пути повышения качества сварных труб и надежность нефтепроводов. - Уфа, 1978. - С. 16-17.

2. Черняев В. Д. Трубопроводный транспорт России и стран СНГ// Нефтяное хозяйство. - 1993. - А*? 4. - С.4 - 6.

3. Черняев В. Д. Итога развития нефтепроводного транспорта в десятой пятилетке и задачи на одиннадцатую// Транспор и хранение нефти и нефтепродуктов / ВНИИОЭНГ. -1981. - N0 8. - С. 2-3.

4. Черняев В. Д. Организация обслуживания линейной части магн-стрш-лдах нефтепроводов: Сб. тезисов докладов на Всесоюзном совещании по проблеме применения энергии взрыва на нефтепроводном транспорте и механизация трудоемких процессов при ликвидации аварий.-Уфа. - 1979.-С. 8-9.

5. Ахатов Ш. Н. Черняев В. Д, Зубаиров А. Г. Векштейн М.Г, Хаснятуллин Р. М. Аварнйно-восстановителыюе обслуживание линейной части магистральных нефтепроводов: Сб. материалов международного семинара "Проблемы сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти". - Уфа, 1988. - С. 4-6.

6. Черняев В.Д., Буренин В.А. Информационное обеспечение системы прогнозирования технического состояния вертикальных стальных резервуаров: Сб. материалов международного семннара "Проблемы сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти". -Уфа, 1988. - С. 4 - б.

7. Галлямоа А. К. Черняев В. Д. Московский Б.А. и др.

К определению оптимальной периодичности межпрофилактического обслуживания магистральных нефтепроводов // Проблемы нефтн и газа Тюмени; Сб. науч. тр. - Тюмень, 1980. - Вып 45. - С.14.

8. Галлямов А. К. Черняев В. Д. Черкассов Н. М. Повышение надежности магистрального нефтепровода на основе его рациональной загрузки и оптимизации запасов нефтн в резервуарных парках: Сб. науч. тр. ВНИИОЭНГ,- М. 1988. - С.60 .

9. Гумерсв А.Г. Черняев В. Д. Научно-технические решения в области сбора, подготов и и транспорта нефти и пути их практической ркализации: Сб. материалов международного семинара "Проблемы сбора, подготовки магистрального транспорта нефти". - Уфа, 1980. -С. 20-21.

10. Г'умеров А. Г. Черняев В.Д. Фарфель С.Я. Определение количества централизованных аварийно-ремонтных служб на магистральных нефтепроводах II Сб. науч. тр. ВНИИСПТнефть. Сер.Надежность магистральных нефтепроводов.-Уфа: ВНИИСПТнефть, 1980. - С. 20-26.

11. Методические указания по расчету производственной мощности действующих магистральных нефтепроводов I В.Д.Черняев, А.И. Бряндииский, В.Х.Галюк и др. -М: ВНИИОЭНГ, 1988. - 36 с.

12. РД 39-30-195-79. Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах / В .Д. Черняев, В.Х. Га-люк , А.Г.Гуыеров и др.-М.: Недра, 1979. - 36 с.

13. РД 39-30-571-81. Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах, проложенных на боло-iax / В.Д. Черняев , Ф.И. Исламов u др.- М.: Недра, 1985. - 56 с.

14. РД 30-1304-85. Инструкция по ликвидации отказов и неисправностей на магистральных нефтепроводах, проложенных в горах

/ В.Д. Черняев, А.Г. Гумеров и др.- М.: Недра, 1985. - 59 с.

15. РД 39-30-270-79. Положение по проведению учении и учебно-тренировочных занятий по ликвидации аварии и повреждении на магистральных нефтепроводах / В.Д. Черняев, В.Х. Гашок и др.-М.: Недра, 1979. - 19 с.

16. РД 39-30-114-78. Правила технической эксплуатации магист-раиьных нефтепроводов/ В.Д. Черняев, К.Е. Ращепкин, А.Г. Гумеров н др М; Недра, 1979,- 159 с.

17. РД 39-80-360-80. Методика определения периодичности профилактического обслуживания магистральных нефтепроводов / Б.Д. Черняев, А.К. Галлямов, А.Г. Гумеров и др. - М: Недра, 1980. - 31 с. .

18. Руднев В. П., Черняев В. Д. Оптимизация режимов эксплуатации нефтепроводов Западной и Северо- Западной Сибири// Сб. науч. тр. ВНИИОЭНГ. - М., 1983.. С.48.

19. Управление системой магистральных нефтепроводов в аварийных ситуациях / В. Д. Черняев, Н. А. Сафонов, Н.М. Черкассов// Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - М., 1982.- Вып. 8. -С. 6-14.

20. Черняев В. Д. Векштейн М. Г., Зубаиров А.Г. Профилактическое обслуживание линейной части магистральных нефтепроводов// Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1980.-39с,

21. Черняев В. Д. Векшггейн М. Г. Галлямов А. К., Некоторые вопросы организации технического обслуживания линейной части магистральных нефтепроводов //Сб. науч. тр. ВНИИОЭНГ.- М., 1982.- С. 52.

22. Черняев В. Д. , Галлямов А. К., Байков И. Р., Оценка параметров надежности центробежных насосов магистральных нефтепроводов //Нефтяное хозяйство. - 1989. - N0 3. - С. 61-63.

23. Черняев В. Д. I атлямов А. К. Московский Б. А. и др. Периодичность профилактического обслуживания линейной части магистральных нефтепроводов// СР науч. тр. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов,- М.: ВНИИОЭНГ. - N0 4. - С. 11-13.

24. Черняев В. Д. Гольдин Э.Р. Забела К. А. Строительство и эксплуатация подводных трубопроводов // Сб. науч. тр. ВНИИОЭНГ,-М., 1986. - С.46

25. Чб1 дяев В. Д. Гумеров А. Г. Задачи повышения надежности магистрального транспорт« нефти//Нефтяное хозяйство . - 1985. -N0 4.-С. 45-50.

26. Черняев В. Д. Гумеров А. Г. Векштейн М. Г. и др.

Пути повышения эффективности аварийно-восстановительной службы на магистральных нефтепроводах // Сб. науч. тр. ВНИИОЭНГ.-М., 1984. - С. 20-24.

27. Черняев В. Д. Гумеров А. Г. Мавлютов Р. М. Пути повышения эффективности аварийно-восстан-зрительной службы на ма; ист-ральных нефтепроводах II Сб. науч. тр. ВНИИОЭНГ. - М„ 1984. - С.40

28. Черняев В. Д. Гумеров А. Г. Фарфель С. Д. Определение количества централизованных аварийно-ремонтных служб на магистральных трубопроводах II Надежность магистральных нефтепроводах /Тр. ВНИИСПТнефть.- Уфа, 1980. -С. 71-74.

29. Черняев В. Д., Забела К. А., Значков Ю.К. Новая технология восстановления работоспособности стальных резервуаров // Нефтяное хозяйство.- 1983. - Ко 3. - С. 58-60.

30. Черняев В. Д., Никишина Е. В. , Ясин Э.М., Надежность системы нефтепроводов: Научно- аналитический обзор ВНИИОЭНГ, 1985,-32 с.

, 31. Черняев В. Д. Никишина Е. В., Ясин Э.М. Оценка надежности системы магистральных нефтепроводов II Нефтяное хозяйство. -1984.-N0 2. - С. 44-48.

32. Черняев В.Д. Сафонов Н. А. Черкасов Н. М. Управление системой маги лральиых нефтепроводов в тварийных ситуациях II Сб. науч. тр ¿Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.- М., 1982, - N0 8. - С. 2-4.

33. Черняев В. Д., Ставровскин Е. Р. Ясин Э.М. Методы нормирования надежности системы нефтеснабжения. -Методические

вопросы исследования надежности системы больших систем энергетики: Тез. докл. международного семинара. - ПНР, Яблока, 1986. - С. 15-17.

34. Черняев В. Д. Эткнн А. Е., Сафонов Н. А. Орпиизация запасов нефти в резерзуарных парках магистральных нефтепроводов

// Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Науч. техн. сб.- М., 1982 - No 9.- С. 32-34.

35. Черняев В. Д., Яснн Э.М., Основные направления развита магистрального транспорта нефти в одиннадцатой и двенадцатой пятилетках // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Науч. техн, сб. -М, 1982. - No i2. - С. 3-6.

36. Черняев В. Д., Ясин Э. М. Проблемы надежности нефтеснаб-жающей системы СССРII Сб. тезисов докладов международного семинара "Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики". - ПНР. Яблона, 1986. - С. 18-19.

37. Черняев В. Д. , Ясин Э.М., Райхер И. И. Вопросы оперативного управления системой магистральных нефтепроводов// Нефтяное хозяйство, - 1986.-No 6.-С. 48-53.

38. Юкин А.Ф., Черняев В.Д., Султанов Н.Ф. и др. Оптимизация контроля за линейной частью магистральных нефтепроводов// Сб. тезисов докладов науч . конф. "Состояние научно-исследовательских работ в решении проблем по комплексным программам нефтегазовой промышленности". - Уфа, 1979. - С. 12-13.

39. Черняев В. Д., Яковлев Е.И., Казак A.C. и др. Трубопроводный транспорт углеводородного сырья,- М.: ВНИИОЭНГ, .991. -

- 344 с.

40. Черняев В.Д. Яковлев Е.И., Казак A.C. и др. Трубопроводные магистрали : лщких углеводородов.- М.: Недра,

1991.- 388 с.

41. Черняев В.Д., Ясин Э.М., Эксплуатационная надежность магистральных нефтепроводов. - М.: Недра, 1992. - 360 с.