МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВНИИСПТнефть

МЕТОДИКА УСТАНОВЛЕНИЯ НОРМАТИВНОГО УРОВНЯ НАДЕЖНОСТИ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА РД 39 30-298 79

Уфа 1980

Министерство нефтяной прошш дени ости

ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССВДСВАТЕЛЬСКДО ИНСТИТУТ ПО СОТУ, ПОДГОТОВКЕ И ТРАНСПОРТУ НЕСТИ И НВФТЕПРСЩКТОВ "ВНИИСПТЫефть"

УТВЕРЗЩНА

Первым заместителем Министра нефтяной проштленности

В.И.КРЕШЕШМ

24 декабря 1979г.

МЕТОДИКА

УСТАНОВЛЕНИЯ НОРМАТИВНОГО УРОВНЯ НАДЕШЮСТИ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА РД 39-30-298-79

1900

где j ^я 1,2,...,/*7    -    индеко    интервала    приведения    затрат,

I - индеко варианта проектируемого нефтепровода.

2.5. Величина приведенных суммарных затрат за орок службы нефтепровода о учетом доминирования в равной степени фактов отказа и простоя определяется выражением:

2.6. Приведенное значение коэффициента нормирования надежности ЛЧ с учетом (I), (3) и (4) определяется по формуле:

Обоснование формулы (5) приведено в приложении I.

2.7.    В соответствии о заданием на проектирование выполняется технологический раочет L - кош^рентоопособных вариантов МН, от дичащихся между собой диаметром ЛЧ.

2.8.    Для каждого конкурентоспособного варианта проектируемого МН о учетом состава объектов (сооружений) определяется и, при необходимости, уточняется значение показателя надежности -коэффициента технического использования.

2.9.    Численное зыачение показателя надежности A_fl/ опре-* деляется в зависимости от протяженности нефтепровода, диаметра ЛЧ, количестве НПС, нормативов времени на производство технического обслуживания и ремонта (см.приложение 2).

2.10.    Для каждого конкурентоспособного варианта проектируемого МН определяется в соответствии о (5) значение коэффициента нормирования надежности .

2.11.    Подученные значения /Г сравниваются.

В качестве норм надежности выбираются значения надежности того варианта линейной части МН, который обеопечивает получение максимальной величины К_М/Г (см.приложение 3, пример I).

2.12..При получении вариантов нефтепровода, обеспечиващих одинаковую величину    ,    предпочтение отдается либо вариан-

ТУ с меньшей металлоемкостью ЛЧ, либо варианту о большим значением коэффициента технического использования.

2.13.    Повышение надежности линейной части МП, например, путем увеличения коэффициента технического использования, достигается за очет дополнительных капвложений на сооружение резервуарного парка, делящего нефтепровод на линейно-технологические

учаотки, резервной линии или резервного источника энергоснабжения и др.мероприятий, позволяющих уменьшить общее время простоя ЛЧ.

2.14.    Нормативный уровень надежности линейной части считается достигнутым, воли дополнительные мероприятия по увеличению коэффициента технического использования, не приводят к увеличению Л_м/Гу рассматриваемого варианта (см.приложение 3, пример 2).

Алгоритм определения нормативного уровня надежности при

веден на блок-схеме.

Приложение I

&вод и обоснование формулы для расчета приведенного значения коэффициента нормирования надежности линейной части магистрального нефтепровода

функциональное назначение линейной чаоти МН - обеопечивать, направлять и сохранять поток транспортируемой по МН нефти. Выполнение работы по перекачке тонны нефти на расстояние в один километр приносит прибыль в размере    ,руб/т.км. Соответствен

но работа по перекачке заданного годового объема нефти О_г по нефтепроводу протяженностью L дает экономический эффект (прибыль) в размере

(П I.I)

Посколыог экономическая эффективность нефтепровода (линейной части) пропорциональна проработанному времени, сред иЙ суммарный эффект от эксплуатации МН определится в виде

Л (Tar)    .    (П    1.2)

Считая суммарный эффект от эксплуатации МН равномерно распределенным на всем периоде, равном сроку службы    ,    удель

ный (средне-годовой) экономический эффект 3' составит величину,

(П 1.3)

равную    Г-М£К.

а с учетом требования приведения разновременно получаемого по годам эффекта в течение среднего орока службы к одному моменту времени выражение (П 1.3) примет с л едущий вид:

(П 1.4)

э„ (т,)=z

Формула (П 1.4) выражает суммарный приведенный эффект от эксплуатации линейной чаоти ЫН; при этом чиоленное значение ft_ri/ характеризует соответственно надежность линейной части. Суммарные затрата ооотоят из капитальных вложений по всем объектам МН и эксплуатационных расходов, включающих как составную чаоть ущербаот ненадежности линейной части и объектов, обеопечивапцих ее работоопоообнооть - нефтеперекачивающих станций.

Считая доминирующими при оценке последствий отказа линейной чаоти факты отказа и проотоя одновременно, ущерб от ненадежности определится суммой составляющих ущерба от отказа Заг и ущерба от проотоя З_п , которые в овою очередь могут быть определены в виде:

4^(П1-⁵>

J/T ^ЛУг    Tcj.    (П    1,6)

При определении затрат на эксплуатацию линейной части МН, связанных о обеспечением ее нормального функционирования, учитываются отдельно затраты, не зависящие от объема предназначаемой к перекачке нефти (уодовно-поотоянные расхода - ^ ) ^и зависящие от него (уоловно-переменные)• пропорциональные суммарной наработке за оредний орок олужбы.

Считая эксплуатационные расхода равномерно распределенными на периоде, равном среднему сроку олужбы, удельные эксплуатационные расхода ооставят сумму, равную

^    с/- /Г_те/). «^п !•’>

С учетом приведения разновременных затрат к одному моменту времени, а также осуществления капитальных вложений к началу эксплуатации МН, общие суммарные приведенные расходы оиреде-

лятся в виде:    .

'V    ,

4 ^=/£ ^7    ^    /ff+УгУ~Хщ)]^Л ^ (П 1.8)

0гношение выражений (П 1.4) и (П 1.8) позволяет получить коэффициент нормирования надежности линейной части (I) и по нему установить нормативнпй уровень надежности.

Поскольку совладение установленного проектом уровня надег.-ности линейной части МН в эксплуатации тесно связано с совладением оптимального (принятого при проектировании) уровня экономических характеристик (объема перекачки, прибили,величины затрат на эксплуатацию),для возможностей контроля этого уровня в эксплуатации целесообразно из условно-постоянных расходов выделить в самостоятельную статью расхода на плановое текущее обслуживание и ремонт Злр ^и учитывать их непосредственно в формуле: выражение (5).

Приводимые выше формулы получены при следующих ограничениях и допущениях.

Номенклатура, нормативы времени и затрат на выполнение ремонтных работ на линейной части МН определенного диаметра считаются на всем ''соке службы Ш изменяющимися незначительно.

Это допущение позволяет принимать в расчетах средние значения величин и рассматривать их относительно года.

Параметр потока отказов линейной части со временем не возрастает, от диаметра Ш нс зависит, в расчетах принимается постоянным для нефтепроводов всех диаметров.

Отказ линейной части не обесценивает ранее выполненную работу по транспортированию нефти,результат ее накапливается.

Поток отказов линейной части принят простейшим,обладающим овойствамл стационарности, ординарности,отсутствия последействия.

Соответственно (П.2.2,) среднее суммарное время простоя линейной части для выполнения всех видов ремонтных работ, требующих остановки перекачки по трубопроводу, составит в году величину t_op = 365 - Т_г (сутки) .    (П.2.3)

В силу специфики и периодичности ремонта линейной части,обусловленного заменой изоляционного покрытия, время на выполнение этого вида ремонта также является составляющей t₀p .

Для случая полного за орок службы ремонта изоляционного покрытия ЛЧ без остановки перекачки (со снижением давления в трубопроводе) время ремонта {р_М , эквивалентное полному простою Ш в году, ориентировочно определяется по формуле:

Р _ др

/ _д КУф* -Jw ) ,_cvm    (П.2.4)

* Гс Г

. /

Здеоь L - суточная норма ремонта, км/сутки;

Ц и Ucvm~ производительность нефтепровода, соответственно проектная и при сниженном давленли,т/суткд.

В (П.2.4) считается, что в течение срока службы нефтепровод будет отремонтирован на всей протяженности.

Среднее время простоя линейной части в году для производства внеплановых pei. .нтов из-за отказов определяется по формуле:

I *0 Tj(П.2.5) Составлявдие формулы (П.2.5) могут быть приняты по данным ШИИСПТнефтп следующими:

i? » 3 отказа в год на 1000 км;

]д - в зависимости от диаметра в соответствии с табл.

П.2.1.

Стр.18 РД 39-30-298-79	Таблица П.2.1
Диаметр, мм	Время восстановления, час
530	26
720	30
820	38
1020	43
1220	51

О « 13 отк/год;

ПС

t£ *= 3 ч/отказ;

ПО

= 0,3315.

Время для производства планового технического обслуживания и ремонта, требувдих остановки перекачки, определяется на основе опыта предыдущей эксплуатации нефтепроводов, либо по разработанным номенклатуре и нормативам.

Пример (условный). Определить значение коэффициента технического использования линейной части проектируемого МН диаметром 820 мм протяженностью 500 км, с двумя НПО. Предполагается ремонт изоляционного покрытия выполнять без остановки перекачки при счищенном давлении при олодупцих параметрах:

л    .    /

Цц/т - 25000 т/сутки; L «* 2 км/оутки. Среднесуточный проектный объем перекачки 65000 т/сутки.

Время, необходимое для производства ремонта изоляционного покрытия с учетсм указанных параметров и срока службы, равного амортизационному, т.е. 33 годам, в соответствии с формулой (П.2.4) составит в среднем 5 суток в год.

Время простоя нефтепровода из-за отказов ЛЧ и системы энер-

госнабзекия в соответствии с (П.2.5) составит в среднем 4 суток в год.

На производство планового текущего обслуживания и ремонта, требующего остановки перекачки по нефтепроводу, ввиду отсутствия норм, примем условно 2 суток в год.

Таким образом, для производства технического обслу;швашк * ремонта линейной чаоти проектируемого нефтепровода необходимо в общей сложности в году II суток остановок (простоя) нефтепровода.

В соответствии о (П.2.3) су?*марная наработка линейной чаоти в году составит T_r » (365-11) * 354 суток.

И оогдасно (П.2.2)    ^    _ 354 _e q 97

^ти~ 365

Настоящая "Методика" регламентирует порядок выбора (установления) норм надежности линейной части магистрального нефтепровода на стадии проектирования и одновременно позволяет контролировать эффективность функционирования нефтепровода в процессе эксплуатации.

"Методика" разработана авторским коллективом ШШЯГГнефти в составе: 3.Л.Белозеровой, Г.Ш.Кудоярова, Л.С.Маслова

Примеры установления нормативного уровня надежности линейной части магистрального нефтепровода на стадии его проектирования

Пример I (условный). Установить нормативный уровень надежности линейной части проектируемого нефтепровода протяженностью 500 км, предназначенного для перекачки 20 млн.тонн нефти в год. Доминирующий фактор при оценке последствий отказа - факт простоя и отказа.

Необходимо для установления нормативного уровня надежности технико-экономические показатели приведены в таблице. Им предшествуют гидравлический и механический раочеты, выполняемые для конкурентоспособных вариантов нефтепровода, соответственно диаметром 720, 820, 1020 мм (в зависимости от проектной производительности) .

Таблица П.3.1

Показатели	!	Номео васианта
	i I	! 2 !	3
К, тыс.руб.	53330	S7306	83446
3j, гыо.руб/грд	4000	3400	3200
32, тыс.руб/год	4200	3500	3300
Уо, тыс.руб/отк.	4,6	4,7	25,8
Уп, тыс.руб/год	178	147	183
Пу, тыс.руб/ткм	48 . 1СГ8	61. кг8	65. Ю8
К т.и	0,95	0,96	0,965
Тр, год	31,68	31,85	32,08

Значения остальных показателей являются постоянными для всех вариантов нефтепровода и равны:    з    20    млн.т/год; L « 500 км;

в 0,08; /77 * 33;    41^    «    3    отк/год    на 1000 юл.

Значения коэффициентов нормирования надежности, получаемые

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА УСТАНОВЛЕНИЯ НОРМАТИВНОГО УРОВНЯ НАДЕЖНОСТИ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА РД 39-30-298-79

Приказом Министерства нефтяной промышленности от 11.01Л980г.

Л 21    Срок    введения    о 20.03.1980

Срск действия по 19.03.1985

Вводится впервые

Методика предназначена для организаций, проектирующих магистральные нефтепроводы.

1.0НЦИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Настоящая методика устанавливает единый подход к выбору нормативного уровня (норм) надежности линейной части (ЛЧ) магистрального нефтепровода (МН).

1.2.    Установление норм надежности осуществляется на стадии разработки технического проекта на вновь сооружаете и реконструируемые нефтепроводы.

1.3.    Нормативным уровнем надежнооти ЛЧ проектируемого нефтепровода считается уровень, который обеспечивает получение максимальной величины приведенного эффекта на единицу суммарных приведенных затрат.

1.4.    Нормативный уровень надежности ЛЧ устанавливается по основным показателям надежности, учитывающим особенности конструкции и эксплуатации МН, а также характер последствий отказа, (пределяыщий общую величину народи о-хозяйотвеиного ушерОн от ненадежности линейной части МН.

1.5.    За показатели надежности ЛЧ в соответствии о РД

39-30-13-77 "Методика выбора вида подлежащих нормированию показателей надежности сооружений и оборудования магистрального нефтепровода на стадии проектирования" /I/ принимаются, в зависимости от доминирующего фактора при сценке последствий отказа, либо коэффициент технического использования - ft_ги    , либо среднее

значение числа отказов в год, прихедящееся на 1000 км протяженности ЛЧ - 52    ,    либо    оба    показателя    одновременно,    а    также    сред

ний реоурс Тр или средний срок олужбы £ .

1.6.    В основу настоящей Методики положен документ Госстандарта "Методика выбора норм надежности технических устройств" /2/.

1.7.    Принципы и порядок определения норм надежности ЛЧ, изложенные в настоящей Методике, в равной степени распространяются и на магистральный нефтепровод в целом.

1.8.    Основные положения №тодикв могут быть использованы при разработке раздела надежности МН, являющегося ооотавной частью Норе технологического проектирования и технико-экономических показателей магистральных нефтепроводов и нефгепродукто-проводов.

1.9.    Термины и определения, принятые в Методике, соответствуют ГОСТ 13377-75 "Надежность в технике. Термины и определения".

2. ПРИНЦИПЫ И ПОРЯДОК ШШВЛБНИЯ НОРМ НАДЕЖНОСТИ

2.1. Для установления нормативного уровня надежности ЛЧ проектируемого МН необходимы данные, приведенные в табл.1.

_2_3_

(йределяется по результатам статистической обработки данный отказов систем энергоснабжения НПС

*£L чао/отк

/ИГ/

В качестве параметра потока отказов принимается среднее за ресурс количество отка-, отк/год зов, приходящееся на 1000км протяженности Ш в год; определяется по результатам статистической обработки данных отказов. В данной методике значение Q принято постоянным, независимым от диаметра

Определяется по статистическим данным отказов оио-_    тем    энергоснабжения

Q_nC/ отк/год

X _f безразмерная величина

Определяется как разнша между временем, равным одному году и средним за орок службы временем простоев линейной части, связанных о проведением всех видов работ по техническому обслуживанию и ремонту МП.

Время простоев по организационным причинам - из-за отсутствия емкости или нефти при определении Т_г не учитывается

Среднее за весь срок олукбы значение /f ; определяется отношением суммарной наработки в гсду (в сутках) к периоду» равному календарному году

Определяется при условии постоянных в течение срока службы номенклатуры ремонтных работ и нормативов времени на их выполнение из соотношения:

fy ^шХтм ‘Таг

Определяются в соответствии с данными п.п.1+4 и Нормами технологического проектиро-/Г ,руб. вания и технико-экономичеокими показателями МН /4/

Годовые средние за период эксплуатации МН расходы, за исключением расходов на электроэнергию (потребляемой д/ ,руб/год мощности), нормируемых потерь нефти и раоходов на плановое текущее обслуживание и ремонт

17.Д0/1Я эксплуатационных исходов, зови-

I_2 сящая от объема предназначаемой к перекачке по МН нефти    ^    .руб/год 18. Средние суммарные затраты на текущее плановое обслуживание и ремонт    ^.ВУб/год 19. Удельный эффект от использования МН (линейной части) /7? ,руб/ткм 20.Удельный ущерб. обусловленный вынужденным простоем £ ,руб/год 21.Удельный ущерб от отказа линейной части Si »руб/отк 22.Нормативный ко- £ //.ГГ / эффициент при-    безразмерная ведения разно-    величина

_3_ Расходы на электроэнергию для перекачки заданного годового объема нефти (включая нормируемые технологические потери); принимаются по действующим нормам или определяются расчетом Принимаются ориентировочно для линейной части в размере 0,3% от объема капвложений в линейную часть и для НПС - в размере 1,3# от объема капвложений в НПС За величину удельного эффекта может быть принята прибыль от выполнения работ по перекачке I т нефти на расстояние I км,численно равная разнице между величиной единой тарифной ставки и себестоимостью перекачки I т нефти на I км Принимается средний за срок службы ущерб, определяемый согласно Методике щенки ущерба от отказов объектов магистрального нефтепровода (РД 39-30-107-78) /5/ Определяется в соответствии с РД 39-30-107-78 Принимается в соответствии с Типовой методикой определения экономической эффек-

---

Продолжение таблЛ

I_____________ 2 . . ... 3 временных затрат тивнооти капитальных вдо- к од ft ому моменту времени жений /6/ 23.Интервал времени At .год Принимается равным одно- приведения му году 24.Число интервалов Сумма интервалов, привело- приведения /77 ния, численно равная среднему сроку службы

2.2,    Нормативный уровень надежнооти ЛЧ в соответствии о п.1.3 устанавливается по максимуму целевой функции

/( * JcL ,    (I)

З/г ⁹

представляющей отношение величины приведенного суммарного эффекта 3/т к величине приведенных суммарных затрат Зл •

2.3.    Коэффициент нормирования надежности ЛЧ - А_МГ7 должен учитывать затраты на сооружение, обслуживание и ремонт, ущерб от отказов и простоя в зависимости от доминирущего фактора при оценке последствий отказа, эффект (прибыль от использования МП), а также разновременность осуществления затрат и получения эффекта от эксплуатации МН:

^ Л Д. % /7.Я    .    ⁽²⁾

2.4. Величина приведенного суммарного эффекта от использования линейной чаоти в течение срока службы определяется выра-