Содержание к диссертации
Введение
Раздел 1. Анализ современных методов мониторинга надежности и обслуживания технических систем 11
1.1.Проблемы обеспечения безопасности предприятий нефтегазового комплекса 11
1.2. Анализ методов оценки надежности нефтегазовых объектов используемых в нормативно-технической документации 16
1.3. Анализ методов математического моделирования и технической надежности объектов трубопроводного транспорта 32
Выводы по разделу 1 39
Раздел 2. Разработка метода мониторинга надежности объектов трубопроводного транспорта нефти на основании системного анализа технологических параметров 41
2.1. Разработка алгоритма и формирование системы прогнозного мониторинга надежности с непрерывным сканированием технологических параметров 42
2.2. Разработка методики формирования базы исходных данных и оценки показателей надежности на основании системного анализа технологических параметров 50
2.4. Построение алгоритма функционирования системы оперативного мониторинга 75
2.5. Промышленная апробация методики комплексной оценки показателей надежности 80
Выводы по разделу 2 з
Раздел 3. Обоснование комплекса показателей непрерывного мониторинга показателей сохранения гидравлической эффективности нефтепровода 96
3.1. Методы оценки гидравлической эффективности работы нефтепроводов 96
3.2.Разработка комплекса показателей для оценки гидравлической надежности 107
Выводы по разделу 3 117
Раздел 4. Разработка методики оценки и прогнозирования показателей надежности 119
4.1. Разработка алгоритмов и математических моделей для оценки показателей сохраняемости и коэффициента готовности 119
4.2. Системный анализ, получение математических решений и аналитических зависимостей для оценки переходных и стационарных вероятностей времени нахождения системы в работоспособных состояниях 126
4.3. Решение задачи определения вероятностных характеристик переходов системы и прогноза изменения показателей сохраняемости 134
4.4. Определение вероятностей выхода системы из исправного состояния, сроков сохраняемости и сроков технического обслуживания для принятия решений по критерию надежности 144
Выводы по разделу 4 149
Основные выводы по диссертации 151
Список использованной литературы 152
Приложения 167
- Анализ методов оценки надежности нефтегазовых объектов используемых в нормативно-технической документации
- Разработка методики формирования базы исходных данных и оценки показателей надежности на основании системного анализа технологических параметров
- Методы оценки гидравлической эффективности работы нефтепроводов
- Определение вероятностей выхода системы из исправного состояния, сроков сохраняемости и сроков технического обслуживания для принятия решений по критерию надежности
Введение к работе
Актуальность проблемы. Опыт эксплуатации объектов транспорта и хранения углеводородного сырья свидетельствует об ужесточении требований к ним в отношении безопасности, необходимости разработки систем контроля и поддержки действий в случае аварии, а также планирования мероприятий по профилактике отказов, аварий и инцидентов. Тем не менее материалы Ростехнадзора России указывают на то, что большинство трагических аварийных ситуаций происходит на объектах, прошедших экспертизу промышленной безопасности. Система мониторинга надежности и безопасности на предприятиях нефтегазового комплекса или устарела, или недостаточно эффективна и требует адаптации к новым технологиям.
В соответствии с «Энергетической стратегией России до 2020 года», разработка универсальных методов контроля и управления надежностью систем различного уровня и масштабов является задачей первого приоритета. Технологическая сложность опасных производственных объектов требует разработки независимых многокритериальных универсальных систем мониторинга, основанных на различных научных подходах.
В России действует комплекс правительственных программ, направленных на создание централизованной системы оперативного мониторинга, управления и обеспечения надежности, безопасности промышленных объектов: «Федеральная целевая программа информационных и коммуникационных технологий «Электронная Россия (2002+2010гг.)» (№65, 28.01.2002г.); «Концепция федеральной системы мониторинга потенциально опасных грузов и объектов инфраструктуры РФ» (№1314-р от 27.09. 2005г.); региональная программа на 2005+20 Югг «Предупреждение чрезвычайных ситуаций, стихийных бедствий, эпидемий и ликвидация их последствий» и др.
Магистральные трубопроводы представляют собой сложные и чрезвычайно крупные энергосистемы с множеством функциональных зависимостей. Выход из строя хотя бы одной из них приводит к серьезными последствиями ввиду огромных экологических и экономических ущербов.
Таким образом, для нефтегазотранспортных предприятий как опасных производственных объектов и стратегически важных с экономической и социальной точек зрения, проблема модернизации и внедрения новых технологий мониторинга и управления надежностью является актуальной.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности оперативного мониторинга технических систем объектов транспорта и хранения нефти с использованием методов системного анализа и прогнозирования показателей надежности.
Основные задачи исследования:
разработка математических моделей для расчета и прогнозирования по
казателей надежности систем трубопроводного транспорта с учетом ком
плексных и критериальных показателей;
« разработка методики и алгоритма экспертной оценки функциональной надежности объектов на основе системного анализа априорной информации о режимах эксплуатации и с применением технологий, функционирующих в режиме реального времени (on-line);
разработка физико-математической модели контроля и управления
гидравлической надежностью объектов с применением математического
аппарата теории вероятности и математической статистики;
» создание математической информационной базы для оболочки экспертной системы упреждающего контроля надежности МРС (multivariable predictive control) со многими переменными.
Научная новизна результатов исследований заключается в разработке методологического аппарата проведения мониторинга надежности, экспертных расчетов и оценок показателей надежности, основанном на системном анализе технологических параметров. По отдельным вопросам диссертации:
разработан комплекс математических моделей для количественной оценки и прогнозирования показателей сохраняемости объектов трубопроводного транспорта;
созданы система мониторинга и алгоритмический комплекс, позволяющие в режиме реального времени получать устойчивые экспертные оценки показателей функциональной надежности объектов, комплексные оценки, и выявлять на их основании с применением системного анализа «слабое звено» и в структурной и факторной схемах;
получены физико-математические зависимости для оценки гидравлической надежности трубопроводных систем с применением теории полумарковских процессов.
Практическая ценность работы заключается в разработке системы оперативного мониторинга показателей надежности промышленного объекта, позволяющей корректно проводить анализ риска, регламентируемого РД 03-418-01, и повысить эффективность принятия управленческих решений по технико-профилактическому обслуживанию. Созданная на основе логико-математического метода методика может быть использована научно-исследовательскими, проектными институтами и нефтегазотранспортными предприятиями при декларировании промышленной безопасности. Полученные математические модели дают возможность федеральным службам надзора, независимым экспертным организациям контролировать и прогнозировать надежность по блоку диспетчерских данных в режиме реального времени.
Методологические основы и достоверность исследований. В диссертации использованы классические положения теории: вероятности, полумарковских процессов, графов и надежности технических систем; системного анализа, а также характеристики оборудования и режимов работы системы транспорта и хранения нефти; результаты теоретических и экспериментально-промышленных исследований. Достоверность подтверждена хорошей сходимостью результатов научных исследований автора и отечественных ученых в области трубопроводного транспорта нефти. Математические модели апробированы по реальным данным диспетчерских служб нефтепроводов со значимой величиной коэффициентов множественной корреляции не ниже 0,99 при доверительной вероятности 0,95 и мощностью статистических критериев Колмогорова-Смирнова 0,80-0,99.
Апробация работы. Основные положения и результаты исследований представлялись автором к обсуждению на научно-технических конференциях (НТК), семинарах, научно-технических советах различного уровня: международного: «Надежность и безопасность трубопроводного транспорта» (г. Новополоцк, 2006 г.): 58-ой и 59-ой межвузовских НТК «Нефть и газ» (г.Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2004 и 2005 г.); «Трубопроводный транспорт» (г.Уфа, 2005г. и 2006г.), «Нефть и газ Западной Сибири» (г.Тгомеиь, 2003г.), «Интерстроймех» (г.Тюмень, 2005г.), «Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отрасли» (г.Тюмеиь, 2006г.); всероссийского: НТК ОАО АК «Транснефть», (г.Тюмень, 2005г.); регионального: «Новые технологии - нефтегазовому региону 2005» (г.Тюмень, 2005г.);
6 научных семинарах «Теплофизика, гидрогазодинамика, теплотехника» (ТГУ, г.Тюмень, 2004 г, 2005 г.) и др.
Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 13 печатных работ, в том числе 2 в издательствах, рекомендованных ВАК РФ.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех разделов, основных выводов, приложения и списка использованных источников, включающего 169 наименований. Работа изложена на 167 страницах, содержит 37 рисунков и 25 таблиц.
Анализ методов оценки надежности нефтегазовых объектов используемых в нормативно-технической документации
Отдельным аспектам рассматриваемой в работе проблемы оценки и повышения надежности объектов и исследованию вопросов ремонтно-восстановительного обслуживания магистральных нефтепроводов посвящено значительное количество работ Алексеева A.M., Березина В.Л., Богатенкова Ю.В., Векштейна М.Г., Васильева В.В., Галюк В.Х., Гильмиярова З.С., Гладенко А.А., Глобы В.М., Гнеденко Б.В., Гулькова А.Н., Гумновского Л.А., Гумерова А.Г., Гумерова Р.С., Журавлева Г.В., Зайнуллина Р.С, Забелы К.А., Земенкова Ю.Д., Зорина Е.Е., Иванцова О.М., Иванцовой С.Г., Иванова В.А., Иванова И.А., Карнаухова Н.Н., Короленка A.M., Коробкова Г.Е., Коршака А.А., Крылова Г.В., Курочкина В.В., Кучумова Р.Я., Кучумова P.P., Ланчакова Г.А., Лысяного К.К., Мавлютова P.M., Мавлютова Ш.Р., Мазур И.И., Малюшина Н.А., Макарова В.М., Михаленко СВ., Молдаванова О.И., Прохорова А.Д., Черняева В.Д., Харитоновского В.В., Махутова Н.А., Петушкова В.А., Постникова В.В., Рослякова А.В., Антипьева В.Н., Райхер И.И., Ращепкина К.Е., Резуненко В.И., Рослякова А.В., Сатарова М.М., Седых А.Д., Смирнова В.И., Степаненко А.И., Стоякова В.М., Старовейнова С.Н., Сухарева М.Г., Тимашева С.А., Чекардовский М.Н., Черняева В.Д., Черняева К.В., Чижевского М.В., Фарфеля С.Я., Яковлева Е.И, Шабарова А.Б., Шалай В.В. Шаммазова A.M., Шибнева А.В., Ясина Э.М. и других авторов [1-5,31,36-39,41,44-49,62-67,71-78,89,112,134,156-160, 162-167 и др.].
Результаты проведенного анализа публикаций ученых, отраслевых регламентов, действующей системы стандартов «Надежность в технике» [22-32] и нормативных документов [116-127] Ростехнадзора России свидетельствуют о том, что в настоящее время наиболее развита практика оценки надежности и опасности объектов на основании проведения анализа риска, регламентируемого РД 03-418-01. Следует заметить, что РД [116] предписано рассматривать показатели надежности и безопасности как единое целое или, по крайней мере, дополняющие друг друга и рассчитывать их по трем вариантам на основании:
- статистических данных по аварийности на объекте;
- исследования надежности технологической системы;
- логических имитационных методов возникновения аварий.
Явным недостатком первого варианта расчета является то, что на объекте сначала необходимо «допустить» аварии, а потом исследовать закономерность их возникновения и последствия. Однако именно эта методика совместно с имитационным методом в настоящее время, к сожалению, является основной.
Анализ существующих публикаций и нормативно-технической документации показывает, что в настоящее время задача оценки и исследования надежности объекта в методах расчета риска пока является нерешенной. В частности, это касается адекватных экспертных методов расчета надежности трубопроводов и сложных технологических объектов трубопроводного транспорта. Часть моделей слишком упрощена, что снижает их практическое применение, а более сложные модели имеют, скорее, теоретическое, чем практическое значение, поскольку основываются на информации, получение которой затруднено, а подчас и невозможно.
Современные методики оценки риска [93, 116, 117, 121, 123 и др.] имеют специфику в соответствии с типом технологической системы. Например, для оценки степени риска аварий на магистральных нефтепроводах в соответствии с методикой Госгортехнадзора для АК "Транснефть" расчеты должны проводиться по 83 факторам в балльной системе единиц по определенной схеме. Алгоритм расчетов представлен в виде четырех этапов:
1. Планирование и организация работ: описание проблемы; определение целей, задач; выбор методов, критериев; определение источников информации; подбор исполнителей
2. Идентификация опасностей: сбор информации; деление трассы на участки; предварительные оценки опасности
3.Оценка риска аварий: а) оценка частоты утечек нефти для участка нефтепровода (балльная оценка коэффициента влияния; определение локальной частоты аварийных утечек нефти; определение частоты образования дефектного отверстия в зависимости от его площади); б)оценка последствий утечек нефти для участка нефтепровода (расчет возможных объемов аварийных утечек нефти, площадей загрязнения; определение экономического ущерба от аварии); в)оценка степени риска для участка нефтепровода (по среднегодовым объемам утечек нефти; по ожидаемому экономическому ущербу); г)оценка риска аварий для всей трассы нефтепровода (анализ и обобщение оценки риска каждого участка МН; ранжирование участков по показателям риска);
4. Разработка рекомендаций по управлению риском. Несомненно, проводимая таким образом оценка риска организует целенаправленное и аргументированное внешнее воздействие на работу эксплуатируемых объектов (профилактическое обслуживание, диагностика), обеспечивает получение максимального эффекта от эксплуатации системы, минимизируя экономический ущерб и, естественно, снижая опасность объекта.
Тем не менее следует отметить, что существенным недостатком методики является применение среднестатистических величин, которые, как правило, принимаются средними за предыдущий год.
Кроме того, основным показателем риска является Ял - среднестатистическое количество аварий нефтепровода за год на 1000 км и средняя за год вероятность аварий на трассе, который недостаточно информативен, так как не отражает динамику системы. Стоит заметить, что методика по оценке риска также не учитывает статистический поток отказов на объекте, который представляет потенциальную экологическую и технологическую опасность.
Анализ отраслевых регламентов предприятий нефтяной отрасли показал, что оценка надежности чаще всего заменяется оценкой рисков, технического состояния или работоспособности системы. Такую подмену нельзя признать корректной, поскольку по определению [14, 23, 67, 74, 75, 83, 97-103, 115, 145 и др.] под надежностью понимается свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения в течение требуемого интервала времени. Надежность трубопроводов также определяется их способностью поставлять кондиционный энергоноситель потребителям в запланированных объемах и с заданными технологическими параметрами в течение всего анализируемого периода времени и оценивается показателями.
В соответствии с теорией надежности следует выделить 4 основных состояния (рис. 1.1), в которые периодически переходит (в соответствие с критическим показателем надежности Ккр уровня) элемент или трубопроводная система в течение всего времени его эксплуатации:
-рабочее состояние, когда элемент несет функциональную нагрузку или находится в нагруженном рабочем резерве;
- пребывание в ненагруженном резерве, когда исправный элемент не несет никакой нагрузки;
- состояние профилактики или планового ремонта, в течение которого производится техническое обслуживание элемента при производстве оперативных переключений;
- аварийное состояние, когда элемент в связи с его повреждением не способен выполнять предназначенные для него функции, здесь и далее под аварией будем понимать разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ.
Заметим, что характеристики - техническое состояние и работоспособность определяются фактическими значениями параметров системы и не заменяют необходимость оценки показателей надежности, определяемой закономерностями процессов изменения параметров системы. При построении модели надежности трубопроводных систем необходимо учитывать отказы как системы в целом, так и ее подсистем и элементов. Действительно, оценить техническое состояние системы означает определить, какими характеристиками обладает она в данный момент времени.
Разработка методики формирования базы исходных данных и оценки показателей надежности на основании системного анализа технологических параметров
Изучение объектов и решение поставленных задач связано с разработкой физико-математических моделей надежности, отражающих особенности явлений и процессов, характерных для объектов трубопроводного транспорта. Под термином математическая модель [14, 19, 51, 85, 88, 142] здесь и далее будем понимать систему математических уравнений, в рамках которой можно изучать динамику изменения надежности, получая информацию о параметрах и протекающих процессах.
Разрабатываемую модель технического состояния зададим следующими условиями и положениями:
1. Техническое состояние объекта характеризуется набором его выходных параметров у0, ух, .,у„.
2. В качестве выходных параметров рассматриваются характеристики выходных сигналов (мощность, вибрация, температура, давление, частота, фаза, длительность импульсов и т.д.) или некоторые системные характеристики (производительность, эффективность и т. д.).
3. Изменение параметров является случайным или детерминированным процессом, подчиняющимся определенному закону распределения.
4. Так как изменение параметров технических объектов (изменения вектора у-{у0,у1...уп) эксплуатационных характеристик) происходит под воздействием множества факторов, справедливо [115] рассматривать процесс изменения параметров как случайную функцию времени:
Постановка задачи: Цель расчетов:
1) оценка коэффициента надежности системы по непрерывно изменяющемуся технологическому параметру в режиме реального времени;
3) определение функции изменения параметра во времени F(t);
2) прогнозирование значения коэффициента надежности на интервал прогнозирования tnp0ZH.
Задача прогнозирования состояния и надежности процесса у (t) сводится к прогнозированию нестационарного случайного процесса и определению вероятности невыхода случайного процесса за пределы области допустимых значений D в течение определенного промежутка времени tnpom.
Проведенный в первом разделе анализ существующей нормативной и регламентной документации, банка данных диспетчерских служб нефтегазовых предприятий свидетельствует о том, что для комплексной оценки надежности в режиме on-line необходима системная модель и универсальные математические модели технического состояния объектов с учетом факторов и параметров, изменяющихся в длительных интервалах эксплуатации и хранения.
Современная база данных должна содержать всю информацию, регистрируемую всеми средствами мониторинга для последующего анализа, прогнозирования, принятия решений по эксплуатации. Результаты ретроспективного анализа объектов свидетельствуют о том, что системы не универсальны для нефтегазовых объектов и требуют адаптации к конкретному техническому объекту в соответствии с технологической схемой, техническими характеристиками и моделями оборудования и другими параметрами, характеризующими конкретный объект.
К сожалению, в настоящее время база данных для комплексной оценки надежности в режиме on-line не сформирована. Однако для объекта в целом и для его элементов и подсистем на различных уровнях регистрируются определенные эксплуатационные параметры уі через зафиксированные промежутки времени. В соответствии с планом-графиком проводятся диагностические мероприятия, по результатам которых экспериментальными и расчетными методами определяются характеристики технического состояния у0 объектов.
Следует заметить, что на нефтетранспортных предприятиях диспетчерские системы содержат информацию о фактических эксплуатационных параметрах, на которые установлены единые нормы погрешности, определяемые поверенными приборами с достаточно малой погрешностью (0,4%). Поэтому в качестве исходной информационной базы используем все доступные для анализа параметры, регистрируемые различными средствами мониторинга: эксплуатационными измерительными приборами; средствами диагностики; по результатам испытаний и освидетельствований и т.д. При этом для корректных результатов база данных должна быть однородной и регистрироваться через одинаковые промежутки времени.
Для диспетчерских параметров установлены четкие значения эксплуатационных и допустимых параметров у в соответствии с технологической схемой. Основным условием надежной эксплуатации системы является условие невыхода параметра за критические пределы (УтіпКріУтахКр)- При отклонении параметров за пределы допустимых происходит выход объекта из работоспособного состояния и теряется способность выполнять заданные функции, т.е. надежность. Потеря надежности может быть связана как с причинами, зависящими от условий эксплуатации, так и по причине изменения свойств объекта во времени, следовательно, для оценки надежности необходимо оценить показатели сохраняемости. Таким образом, отказ можно рассматривать как физический, так и параметрический.
Комплексный анализ надежности системы в соответствии с разработанной схемой предусматривает применение технологии индивидуального моделирования процессов эксплуатации объекта и создание типовых моделей для оценки надежности по их параметрам.
Преимуществом применяемой модели является непрерывное уточнение параметров распределения в режиме реального времени. Методика реализации непрерывного контроля надежности заключается в том, что в каждый момент времени регистрации параметра производится расчет показателя надежности по вероятностно-статистической модели.
В связи с отсутствием универсального метода [33, 88, 98, 135, 136, 152] необходима разработка алгоритма определения закона распределения отклонения параметров, особенностью которого является возможность определения и уточнения в режиме реального времени параметров распределений методами статистического моделирования.
Допустим, что для решения поставленной задачи имеется ряд эксплуатационных зарегистрированных параметров у объема п. Поскольку модель действует в режиме реального времени, для расчетов используется цензурированная (незавершенная) выборка.
Методы оценки гидравлической эффективности работы нефтепроводов
В первом разделе были приведены различные принятые в технике определения надежности, под которой, как правило, понимается свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения в течение требуемого интервала времени. Следует подчеркнуть, что надежность трубопроводов определяется их способностью поставлять кондиционный энергоноситель потребителям в запланированных объемах и с заданными технологическими параметрами в течение всего анализируемого периода времени и оценивается показателями. Основной задачей гидродинамических исследований является определение производительности нефтепровода и распределение давления, которые служат основой для принятия решений по эксплуатации нефтепроводов.
В работе [99, 153, 165] предлагались коэффициенты (1.10) и (1.11), характеризующие уровень снижения пропускной способности, которые не получили широкого применения. В инженерной практике применяются различные показатели сохраняемости: коэффициент гидравлической эффективности, эффективный диаметр, эквивалентны диаметр и коэффициент технического состояния (коэффициент дефектности). Накопление отложений (воды, примесей, парафина и изменение содержания растворенных газов) в нефтепроводе ведет к изменению режима работы, под которым понимают показатели пропускной способности (производительности) и давления по участкам, соответствующие работе насосно-силового оборудования. При определенных условиях отложения ведут к существенному снижению пропускной способности нефтепровода и увеличению затрат на перекачку. Не трудно подсчитать, что отложения толщиной 2 мм в нефтепроводе диаметром 500 мм приводят к снижению пропускной способности на 2,5 % при таком же примерно увеличении себестоимости перекачки. На интенсивность накоплений оказывает влияние материал стенок, присутствие основных составляющих высокомолекулярной нефти, изменение температуры потока нефти, длина и диаметр нефтепровода свойства нефти и водонефтяных эмульсий и др. Особенно интенсивное накопление отложений происходит в период циклической перекачки и остановки, когда нефть в трубопроводе начинает застывать. При возобновлении перекачки «застывшие» слой практически не выносятся потоком нефти.
Для поддерживания пропускной способности нефтепровода на близкой к эффективной или оптимальной необходимо проводить периодическую очистку. Оптимальная периодичность дорогостоящего пропуска скребков по нефтепроводу определяется минимизацией общих затрат на перекачку и очистку трубопровода (снижение гидравлической эффективности увеличивает убытки, а чем меньше интервал между пропусками скребков, тем больше затраты на скребки). Поэтому на практике состояние полости трубы регулярно оценивается сравнением эффективного диаметра с эквивалентным [134, 138, 146, 148, 166].
Таким образом, решение проблемы корректной оценки одного из показателей сохраняемости - гидравлической эффективности трубопровода с целью сохранения его пропускной способности имеет важное экономическое значение для нефтетранспортных предприятий.
В соответствие с нормативными документами [126, 127] очередная очистка нефтепровода производится при уменьшении его пропускной способности не более чем на 3%. В качестве примера приведем результаты исследования динамики изменения гидравлической эффективности работы эксплуатационного участка магистрального трубопровода с четырьмя нефтеперекачивающими станциями. Давления по участкам сняты по показаниям манометров на выкиде НПС за регулирующим органом и на приеме НПС, производительность - по показаниям турбинных счетчиков узла учета нефти, плотность - по показаниям поточных плотномеров. Форма и результаты проведенного анализа частично сведены в табл. 3.1 и представлены в виде графических зависимостей на рис.3.1-3.2.
На представленных графиках эффективности работы нефтепровода можно отметить резкие отклонения (увеличения/уменьшения) значения эффективности от средней величины. Данные изменения во многих случаях совпадают с колебаниями производительности нефтепровода, представленными также в виде графических зависимостей на рис.3.3.
Анализ графиков рис.3.2. и 3.3 при их наложении позволяет выявить три характерных случая:
а) изменение производительности скачкообразным образом приводит к соответствующему обратно пропорциональному изменению эффективности (расчеты: 20.03, 26.04, 28.04, 4.05, 24.07, 8.08, 6.09, 5.10);
б) второй случай наблюдается в периодах 22.03 - 6.04, 12.05 + 18.05, 1.07 + 12.07, 22.09 + 4.10, где изменение производительности на всем периоде соответствует плавному изменению эффективности работы нефтепровода относительно производительности в течение некоторого периода времени (графики зеркальны);
в) третий случай наблюдается 10.03, 14.04, 8.05, 24.06, 20.07, 6.08, 12.08, 16.09, 24.10, где скачкообразные колебания производительности и эффективности работы не имеют явно выраженной корреляции друг с другом либо имеют прямо пропорциональную зависимость.
Статистическая обработка представленной информации также указывает на отсутствие значимой корреляционной зависимости коэффициента эффективности от пропускной способности трубопровода. Особо следует обратить внимание на достаточно часто появляющийся факт превышения коэффициента эффективности значений больше единицы, что невозможно теоретически по определению (3.6). Это может быть связано с погрешностью получения информации по показаниям штатных приборов либо с изменением состава нефти (прохождение по трубопроводу некондиционной партии продукта с высоким содержанием воды, механических примесей, парафинов). Во всяком случае, оценка гидравлической надежности и эффективности работы нефтепровода в режиме реального времени по степени изменения пропускной способности нефтепровода не может признаться корректной.
Такой вывод дополнительно подтверждается результатами проведенного исследования режимов работы нефтепровода с проводимыми очистками внутренней полости.
Для иллюстрации результаты проведенного анализа частично сведены в табл.3.2-3.3 и представлены в виде графических зависимостей на рис.3.3-3.4.
На исследуемом нефтепроводе очистка проводится по участкам: (первый участок «НПС-1 +- НПС-3», второй участок «НПС-3 + НПС-4») по установленному плану-графику раз в один-два месяца, в среднем 8 очисток в год. График проведения очистки нефтепровода за исследуемый период представлен в табл. 3.2.
Проанализируем влияние очистки нефтепровода на изменение эффективности его работы, для этого определим отклонение эффективного диаметра )эф перед удалением загрязнения для всего рассматриваемого периода, а также изменение этого диаметра в результате очистки нефтепровода.
Например, 17.04-19.04 были проведены профилактические работы на участке нефтепровода НПС-1 - НПС-3. Перед очисткой, 16.04, эффективность работы нефтепровода была =0,87, после очистки, 20.04, -- =0,93, таким образом, эффективность работы возросла на 0,06.
Определение вероятностей выхода системы из исправного состояния, сроков сохраняемости и сроков технического обслуживания для принятия решений по критерию надежности
Как отмечено в предыдущих разделах, для реализации разработанной модели и расчетного алгоритма следует определить функцию распределения переходов из состояния в состояние Ftj и критический уровень критерия сохраняемости. Рассмотрим в качестве примера показатель гидравлической надежности JH. Нижний критический уровень JH представляется возможным определить на основании требований отраслевых регламентов, согласно которому эффективный диаметр нефтепровода не должен снижаться более чем на 3% (требования к состоянию внутренней полости), что соответствует уровню гидравлической эффективности (надежности) системы JHdon =0,952.
Для рассматриваемого нефтепровода при D}=D2 =1220мм, решая (4.39) относительно t , получим Я/=0,00038( 1/час). Аналогично для второго нефтепровода /L2=0,00047 (1/час).
Вероятностные характеристики (4.72) определяются по графику транспортирования нефти. Например, для случая, когда одновременно работают два нефтепровода 30 дней и оставшееся время в году работает только один из нефтепроводов, а второй находится в резерве.
Далее на основе диспетчерских данных действующего магистрального нефтепровода и полученных аналитических выражений (4.38) (4.67) и гл. 4.2 -4.3 проведены расчеты в программах Matlab и Matcad применением методов вычислительной математики и программирования.
Листинги программ представлены в Приложении.
Оценки сроков сохраняемости по критерию гидравлической надежности (рис. 4.9 и табл. 4.1) на примере реального нефтепровода также указывают на возможность применения модели для анализа надежности системы при определении приоритетов при планировании решений по повышению надежности.
Например, на момент эксплуатации t=65 сут. от начала исследования, на объекте с заданными характеристиками при условии постоянной интенсивности отказов и восстановлений срок сохраняемости системы составит 1,6 месяца при одновременной эксплуатации двух ниток и 3,6 месяца - при эксплуатации одной из ниток.
Из графических зависимостей видно, что при эксплуатации системы с интенсивностями переходов более 0,003 (1/час) нецелесообразно с экономической точки зрения, так как срок сохраняемости составит менее 200 часов.
Результаты расчетов вероятностей выхода из исправного состояния по критерию гидравлической надежности на момент эксплуатации (рис.4.10), например ґ=65 сут. от момента начала исследования, показали, что на объекте с наибольшей с вероятностью Р=0,301 за рассматриваемый период произойдут события Es и Es, т.е. потеря надежности системы в период даже при одновременной эксплуатации двух ниток. Следовательно, справедливо сделать вывод о том, что для увеличения межремонтного периода с 90 до 110 суток необходимо в момент эксплуатации системы в режиме 1раб.+ 1рез. провести обслуживание нефтепровода №1. Анализ значений вероятностей и ожидаемого времени пребывания в исправном состоянии позволяет произвести расстановку приоритетов по техническому вмешательству в систему, после которого информация о законе распределения системы обновляется. Из графика (рис. 4.10) видно, что значения вероятностей перехода достигают предельных значений при t =8000 (час) для состояний Е; и Ез, t =5000 (час) для состояний Е] и Е8, что соответствует максимальному периоду обслуживания t =10,7 (мес.) и / =6,7 (мес.) соответственно при заданных эксплуатационных характеристиках.
Результаты расчетов коэффициента готовности системы по критерию гидравлической надежности участка показали, что стационарный коэффициент готовности А"г=0,999 - высокий. Из графика (рис.4.11) видно, что при нестационарном режиме коэффициент готовности достигнет критического значения Кгкр=0,940 при Аі= Аі = Л2=0,030 (1/час).
Для сравнительной оценки определим коэффициент готовности участка по рекомендуемой ГОСТом статистической модели [23].
По результатам расчета коэффициент готовности составил Кгстат=0,9%, что значительно больше Кгкр=0,940. Расхождение полученных значений на 1,8% может быть обусловлено ошибками при сборе статистического материала. Отклонение может быть объяснено и тем, что статистический коэффициент готовности рассчитан по одному из критериев с использованием зависимости (4.73), не позволяющей учесть влияние показателя сохраняемости. Учитывая отмеченное выше, целесообразно производить анализ системы по всем факторам и определять коэффициент готовности методом линейной или минимаксной свертки.
Результаты расчетов, в качестве примера представленные в табл. 4.1 - -4.2 ив виде графических зависимостей (рис.4.9 + 4.11), показали, что полученные математические модели и разработанные алгоритмы позволяют производить расчеты вероятностей выхода из исправного состояния, сроков сохраняемости системы, минимальных сроков технического обслуживания по критерию надежности и адекватно обосновывать приоритетность принимаемых решений.
