МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ ВНИИСПТнефть

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТРЕБОВАНИЙ К НАДЕЖНОСТИ МЕЖДУ ЭЛЕМЕНТАМИ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА РД 39 - 30 - 616 - 81

1982

утверждена

Первым заместителем кйнистра нефтяной прошшленности В.И. Кремневым 5 ноября 1961 года

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТРЕБОВАНИЯ К НАДЕЖНОСТИ ШЕДУ ЭЛЕМЕНТАМИ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНОГО Н35ТЕПР0В0ДА

РД 39-30-616-81

1962

Параметры потока отказов и интенсивность восстановлений задвижки равны CO_f= 0,5-7 • Ю“⁶ 1/чао;^ 0,023256 1/час. Коэффициент оперативной готовности задвижки К = 0,96,

Стоимость задвижки    ^ог

С, = 16000 руб.; затраты, связанные с ее заменой при отказе,

$$_ё - 20000 руб.

Затраты на содержание одной аварийно-восстановительной бригады (АВБ) принимались равными С_х «= 60000 руб. /год. Рас сматывалось обслуживание разным числом АВБ

Z_t “I#    3;    Z_s к 5;    »    7.

Капитальные вложения в головную и промежуточную НПС соответственно равны Кр_С * 15.396.000; К_с = 3023000 руб.

Капитальные вложения во внешнее электроснабжение головной и промежуточной НПС, их параметры потоков отказов и интенсивности восстановлений рассматривались по вариантам:

а)    Кр₈«К_сэ a II53000 руб.; С0_Х * u)j ® 0,00365 1/чао;

//, ■ Jl₃ т 0,549 1/час;

б)    Kj,^^ - 1422000 руб.; С0₂ - ft), - 0,0029 1/час; jjl_z ^ш jj₃ • 1,17 1/час.

Коэффициенты, учитывающие рельеф местности, распределение вероятности отказа линейного участка по длине и влияние линейных задвижек соответственно равны

Kg - 0,5; Kj - 0,67; Ц - 4,7.

Коэффициент эффективности капвложения Е « 0,12.

Коэффициент эксплуатационных расходов Ку» 0,1.

Коэффициенты расхода воды на головной и промежуточной НПС соответственно равны К_д - 0,0037;    - 0,0032.

Удельная плотность нефти j? » 0,9 т/м³.

Отчисления на содержание службы планово-предупредитедьно-го ремонта, линейных ремонтеров и УМН приняты в размере 5620000 руб. Плановое время работы нефтепровода Т ■ 8400 час

в году. Скорость доставки АВБ j> в 20 км/ч ас.

Решение задачи позволило выявить оптимальный вариант нефтепровода с параметрами

R в 0,980132;    49226300 руб.

Требуемый уровень надежности может быть обеспечен при следующих требованиях по надежности и стоимости к основным элементам ;

и>! = 4.7.I0"⁷ I/час; 0)_г~ CO_s~ 0,365.Ю"² 1/час;

jj, = 0,024667 1/час;    = //, » 0,549;

К_л = Х36000 руб./км; К_Г) =    - II53000 руб,/100 км.

При этом обслуживание линейной части должно осуществляться тремя АВБ; объемы резервуарных парков Bj=B2* 100000 м³, число задвижек должно быть на первом участке-18; на втором - 23; на третьем - 18.

Приложение! I

обменное та удельного ущерба от простоя нефтепровода, величин потерь, затрат на восстановление и врамопи восстановления от диаметра нефтепровода (кроме "горячих" нефтепроводов)

Диаметр    I    Удельный ущерб от простоя неф-    {Потери нефти при{Затраты на одно!Врскя    восстанов- иефгепро-    !    тепровода в точение I часа.    {отказе линейной {восстановление !леная    одного отвода, мм    !    тыс.руб./час ( У, )    {части, т/отказ {динойной части,!каза. _____I_________________I___\Ул I _ _ i pyO-i 13j _)_ Нас J.£t* _</_)_ _

I | 2 !! ___3. _ _ _ I _ - . 1 - . -I.. 5 530 8400”1 (2120 ♦ п 1020 + 9 L) 70 1140 26 720 8400”1 (2810 ♦ m 1260 ; 12 L ) 160 2000 30 820 8400-1 (3150 ♦ m 1440 ♦ 15L ) 265 3300 38 IC20 6400-1 (4710 + m 1800 ♦ 22L ) 1240 6000 43 1220 8400”1 (5290 ♦ m 2150 ♦ 29L ) 1990 11000 51

Примечание:    L    -    обпая    длина простая нагщой линейной части нефтепровода;

пх - число простаиваниях промежуточных НПС.

Граф* 3 и 4 получены на основании обработки актов технического расследования отказов на магистральных нефтепроводах.

Данные графы 5 взяты из "Рекомендаций по определению надежности линейных участков магистральных нефтепроводов и их элементов", утверидоняых Глав-транснефтью 5 сентября 1977г. (ЕНИИСПТнефгь, Уфа,1978).

Прилохевие 2

Параметры потока отказов линейной части магистрального нефтепровода

		чао.1 км
!		Дв (мы)
s I. 1	_ _720_ _ _ I _ СО,. I07 7 "	_ §20 _ !___1320 1 . СО, . 10' I и),. ю' !	-IS20 СО,. 10'
8,0	3
8,5	2,82
9,0	2,66	3,81
9,5	2,52	3,6
10,0	2,4	3,42
10,5		3,26
II.0		3,12 4.7
11,5		4.5
12,0		4,32
12,5		4.12	5,6
13,0		3,38	5,39
14,0		3,7	5.0
14,5			4,83
15,0			4,67
15,2			4,58

ЛИТЕРАТУРА

X. РД 39-1-62-78. Методика определения показаний надежности магистрального нефтепровода. Уфа, ШИИСПТнефть, 1978.

2.    ВСЯ 17-77. Нормы технологического проектирования и техник о-а конами ч о скже показатели магистральных нефтепроводов и неф-тепродужтопроводов. И., Гипротрубопровод, 1977.

3.    РД 39-30-107-78. Методика опенки yatapda от отказов объектов магистрального нефтепровода. Уфа, ЕНИИСПТнефть, 1979.

СОДЕРЖАНИЕ

1.    О(Заде положения

2.    Постановка задачи и основные зависимости для 00 репония

3* Распределение требований к аадеяностд между элементами олстекы магистрального нефтепровода

Праложепдо I. Зависимости удельного ущерба от простоя нефтепровода, величин потерь,затрат па восстановление и времени восстановления от диаметра нефтепровода (кроме "горячих* нефтепроводов)

Приложение 2. Параметры потока отказов лилейной части магистрального нефтепровода

Литература

МЕТОДИКА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТРЕБОВАНИЯ К НАДЮПЮСТИ МЕВДУ ЭЛЕМЕНТАМИ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНОГО НВ1ТЕПРОВОДА

РД 39-30-6IG-8I

ВНИИОТГнефть А50055, г.Уфе-55, проспект Октября, 144/3

Подо*сало к печати 4.1Л.82.    П03105

формат 60 х 84/16. Уч*-иэд.л. 0,8. Тирад Х20 экз. Заказ 8

Ротапринт ВКИИСПТнефти

Настоящая "Методика" разработана авторским коллективом в составе:

З.Т.Агишева; А.Н.Левенцова (рук.темы); А.С.Суслова; Н.Е.Халезовой.

Вычислительным центром ВНШСПТнефть разработана рабочая программа, поэволящая реализовать данный метод на ЭВМ ЕС-1020 на языке "Фортран".

РУКОВОДИШЬ ДОКУКгЖ

Методика распределения требований к надежности мевду элементами системы магистрального нефтепровода

РД 39-30-616-81

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной лромыгаленности

от I3.II.8I. №613 Срок введения установлен с 1,01.82.

Срок действия до 3I.I2.b6,

Настоящая методика предназначена для распределения требований к надежности основных сооружений (далее - элементов) магистрального нефтепровода на стадии проектирования. Определенные по настоящей методике требования к надежности элементов рассматриваются и устанавливаются в проектной документации как базовые для их последующего обеспечения.

Методика предназначается для проектных организаций Миннефте-прома и распространяется на магистральные нефтепроводы.

I. ОБЩЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Настоящая методика устанавливает единый подход к установлению требований к надежности элементов магистрального нефтепровода.

1.2.    Магистральный нефтепровод рассматривается как сложная многофункциональная техническая система.

1.3.    Установление требований к надежности элементов производится На основе общей оценки эффективности функционирования нефтепровода.

1.4.    Методика дает решение задачи о распределении требований к надежности меаду элементами системы магистрального мефте-

провода.

1.5.    Указанное распределение охватывает основные элементы нефтепровода: головную и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС), линейные участки (ЛУ).

1.6.    Задача о распределении требований к надежности между элементами системы магистрального нефтепровода решается методом прямого перебора.

1.7.    Описанный подход применим, в принципе, к рассмотрению любых элементов нефтепровода, например, резервуара, линейных задвижек и т.д.

1.6. При необходимости установить требуемый уровень надежности отдельных, критических, в смысле надежности, элементов, например, линейных задвижек, последовательно (по уровням иерархии подсистем) решают задачу о распределении надежности, начиная с элементов самого высокого порядка (НПС, линейный участок), и кончая подсистемой, структурно выражающей рассматриваемый критический объект.

1.9.    Для определения показателей надежности нефтепровода в методике используется аналитическая зависимость, полученная в /I/.

1.10.    В методике учитываются случайные отказы элементов.

1.11.    Термины и определения, используемые в методике, приведены применительно к элементам нефтепровода. Под элементом понимают головную нефтеперекачивающую станцию (ГНПС), промежуточную нефтеперекачивающую станцию (ПНПС), линейный участок магистрального нефтепровода (ЛУ), при необходимости - их составные части.

1.12.    В приложениях I и 2 приведены некоторые данные о надежности линейной части нефтепровода.

Эти данные следует считать ориентировочными,подлежащими критической

оценке и уточнению при выполнении конкретных расчетов.

Зависимости, приведенные в приложении 2, взяты из РД 39-1-62-78 [ I ] .

2. ПОСТАНОША ЗАДАЧИ И ОСНОВНЫЕ ЗАВИСИМОСТИ ДДЯ ЕЕ РЕШЕНИЯ

2.1.    Задача о распределении решается, исходя из условия обеспечения заданного уровня надежности нефтепровода и минимума суммарных затрат на создание в эксплуатацию нефтепровода, т.е.

R, >    при    С,- - С_т,„ ,    ₍₁)

где _# R₀ - соответственно надежность / -го варианта нефтепровода, заданный уровень надежности;

C_t- - затраты на создание и эксплуатацию нефтепровода.

2.2.    Исходными данными для решения задачи распределения являются:

требуемый уровень надежности нефтепровода &₀ ; зависимость показателя надежности магистрального нефтепровода о'; показателей надежности его основных элементов

R-t(n,.n,..... нк)    .где    ⁽²>

//„    характеристики    надежности    элементов;

зависимость стоимости нефтепровода от стоимости его основных элементов

С-/(3,,3₃.....Зх) , еде    (3)

3_f,3f_r.._p З_к~ стоимость основных элементов нефтепровода;

зависимость показателей надежности элементов нефтепровода

от их стоимости

3. РАОТгаДЕЛШШ ТРЕБОВАНИЙ К НАДЕЖНОСТИ МЕЗДУ ЭЛЕМЕНТАМИ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА

3.1. Обобщенный показатель надежности R₀ магистрального нефтепровода устанавливают, исходя из условия выполнения заданного планового объема перекачки нефти О₀ на расстояние L₀ , за интервал времени [а,в] , например, за год, с учетом как внутрисистемных потерь от ненадежности, так и потерь у поставщиков и потребителей нефти, а танке экологических последствий из-за повреждений нефтепроводов.

В настоящее время [2] принимают при проектировании

R₀* 0,96.

3.2.    Согласно заданию на проектирование и ТЭО определяют диаметр нефтепровода, количество и расстановку НПС. Варьируя параметрами надежности сооружений и оборудования в приемлемых пределах, набирают конкурентно способные варианты проектируемого нефтепровода, отличающиеся особенностями проектных решений, уровнем надежности нефтепровода и стоимостью, т.е. суммарными затратами на создание и эксплуатацию системы.

3.3.    Данные о надежности линейных участков, задвижек и НПС подставляют в форцуду [ I ] :

(6)

где т - количество промежуточных НПС;

- соответственно параметр потока отказов и восстановлений промежуточных EQC; co,_tju_t - соответственно параметр потока отказов и восстановлений 1 км линейной части (с учетом отказов

задвижек),

lj - длина j -го линеfirого участка между НДС? со₅- соответственно парглетр потока отказов и восстановлений головной НДС*

3.4.    Определяют суммарные приведенные затраты на создание и эксплуатацию нефтепровода по формуле

С; ■ Ki ■ £ * C_ti * у,- ,    (7)

где Л/ - капитальные вложения в i -й вариант нефтепровода;

С₉ - эксплуатационные затрата;

£    - нормативный коэффициент экономической эффективности;

у - ущерб от ненадежности.

3.4.1. Слагаемое ущерба (У) определяют [3] по формуле

У u_ti T_Ka/,(3_ti*y_Hi *у*)*«-*₁)г_явй-у_л. ,    (В)

где Тка, - число часов в год ( Т *= 8760);

-    затраты на восстановление одного отказа;

У_и - ущерб от потери нефти;

-    ущерб от загрязнения окружающей среды;

& - удельный ущерб от простоя нефтепровода в час.

3.5.    Полученные варианты сравнивают с заданным уровнем надежности й₀ .

Варианты, у которых показатель надежности меньше заданного, отбрасываются. Остальные монотонно выстраивают в ряд по значению суммарной стоимости. Затем отбирают варианты, у которых приведенные затраты не превышают минимальное значение ряда не более, чем на 10£ (± Ъ% погрешность инженерных расчетов).

Все они предварительно могут рассматриваться как оптимальные.

3.6.    Среди оставшихся выбирается оптимальный и технически

наиболее приемлемый вариант, например, без дефицитных материалов, о меньшим ущербом и т.д.; при этом привлекается, если необходимо, дополнительная информация, учитывается мнение экспертов и т.п.

3.7.    Значения показателей надежности элементов варианта нефтепровода, выбранного согласно рекомендациям п.3.6 настоящей методики, рассматриваются как оптимальные.

Найденные значения показателей надежности оборудования и сооружений записываются в техническую документацию на проектируемый магистральный нефтепровод.

3.8.    Задача реализована на ЭВМ ЕС-1020 на языке "Фортран". Программа включает расчет показателей надежности каждого варианта А; , затрат на каждый вариант С; , сравнение с заданным уровнем надежности R₀ а лыбор вариантов, удовлетворяющих

ft/ ^ ft9    U Cl    С min

3.9.    Условный пример. В качестве примера решена задача по

распределению заданного уровня надежности 0,98 между НПО я линейными участками магистрального нефтепровода.

Исходные данные. Магистральный нефтепровод диаметром D" 1020 мм, производительностью 50 млн/т/год, длиной 1000 км разделен двумя резервуарными парками равного объема СРП) на три участка. Длина первого участка - 300 км (одна головная и 2 промежуточных НПО). Длина второго - 400 км (4 промежуточных НДС). Длина третьего участка - 300 км (3 промежуточных НДС).

Рассматриваются следующие объемы РП и их стоимости:

а)    Bj=B2    =    IOGOOO    и³;    ^    -    2080000    руб.:

б)    Bj=Bg    ■=    160000    м³;    Кд    »    3640000    руб.;

С) Bj-Bg    -    220000    ы^э;    Kj,    .    4630000    руб.;

з) Bj-Bg    -    240000    ti³ в    Kg    =    5260000    руб.

Параметр потока отказов и капитальные вложения в линей-

ную часть рассматриваются как функция от толп^танн стенки трубы и принимаются равными

а)    со,    »    4,7.10"⁷1/час; Кдз    136000 руб./км; 5 *    II мм;

б)    со,    «    4,5Л0~⁷1/час; К^р    144000 руб./км; £=»    11,5 мм;

с)    со,    *    4,32 Л О”⁷ I/час;    147600 руб./км; £=    12 мм;

д)    СО,    ш    4.I2.I0*⁷ I/час; К^я 159500 руб./км; £*=    12,5 мм;

е)    * 3,98.10”⁷1/час; К^* 172000 руб./км; £= 13 мы;

к)    * 3,7 I/час; К_д* 183000 руб./км;    £=*14 мм;

затраты на восстановление одного отказа линейной части З_в *

* 6000 руб. Нормы амортизационных отчислений соответственно на линейную часть и КОС равны 0,036; А_с» 0,085. Норма отчио-лендй на текущий ремонт - соответственно ?^= 0,003; Р_с= 0,013. Норма отчислений на соцстрах, общехозяйственные и прочие расходы соответственно равны 0_С= 0,084; 0_р= 0,77; П_р = 1,73.

Зарплата обслуживающего персонала линейной части по участкам принята равной Зл-j- о 300000 руб.; 3^ * 400000 руб.;

Зл₃ « 300000 руб. Заработная плата обслуживающего персонала головной НПС и промежуточных НПО принималась соответственно равной 3& ^я 225000 руб.; З_с » 150000 руб. Цена нефти Цд = 14ру^т.

Тарифная плата за I квт максимальной нагрузки и за I квт-час Тр2 з 27 руб./квт; Тр ** 0,001 руб./квт-час. Цена воды Цв = 0,05 руб/т. Суммарная мощность электродвигателей насоо-ных агрегатов « 15000 квт.

Задвижки расставлялись в зависимости от длины участков по

вариантам-:
а) 7,	* 10;	7, - 14;		Ю;
б) 7,	- 15;	7, - 20;	?>•	15;
в) 7,	- 18;	ъ -23;	?>•	18;
г) 7,	- 20;	7,-26;	Ъш	20.