Cтраница 2
Техническое состояние переходов МН через водные преграды оказывает значительное влияние на надежность нефтепровода. [16]
Установим, каким образом управление запасами нефти в РП МЫ при определенных условиях повышает надежность нефтепровода. Под надежностью понимается свойство объекта выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Для МП заданными функциями являются прием нефти, перекачка на требуемое расстояние и передача ее потребителю. Запасы нефти в РП по-разному обеспечивают выполнение этих трех задач. Управление запасами позволяет решать их согласованно и более эффективно. [17]
Приведенные результаты ( см. табл. 3.1) позволяют получить хо рошую - приближенную оценку надежности нефтепровода с резервуар-ными парками. [18]
В той или иной мере весь комплекс технических средств, входящих в состав линейной части, обеспечивает надежность нефтепровода. [19]
В той или иной мере весь комплекс технических средств, входящих в состав линейной части, обеспечивает надежность нефтепровода. Однако, основным фактором возникновения отказов является основной технологический объект - трубопровод с линейной арматурой. [20]
Коллектив Управления северо-западными магистральными нефтепроводами - ведущий в решении многих вопросов, важнейшим среди которых остается повышение надежности нефтепроводов. С этой целью предпринимаются меры по совершенствованию методов организации и оснащения ремонтно-восстановительных служб действующих нефтепроводов, строятся резервные нитки, дополнительные резервуарные парки. Существует еще один путь повышения надежности нефтепроводов - выявление потенциальных очагов повреждения нефтепроводов путем их переиспытания повышенным давлением. Впервые оно было проведено на нефтепроводе Калтасы - Куйбышев. Во время испытания выявлено 14 потенциальных очагов повреждений, которые были устранены при повторном испытании. После этого нефтепровод проработал 1 год 8 месяцев на оптимальном режиме без повреждений, что говорит о перспективности разработанного метода. [21]
Ретроспективная информация об отказах объектов МН, как показывает опыт эксплуатации, имеет низкую ценность для оценки надежности проектируемых нефтепроводов, учитывая, что объем этой информации для отдельных МН, классифицированных по признаку конструктивно-технологической характеристики и условиям эксплуатации, сравнительно мал. [22]
Так как в реальной практике эксплуатации нефтепроводов сделанные предположения в чистом виде не выполняются, то принятие решений по обеспечению надежности нефтепровода с резервуарными парками следует проводить по результатам реализации различных моделей. [23]
Специфика выбора резерва пропускной способности подводящего нефтепровода заключается в том, что эта задача выходит за рамки оценки и обеспечения надежности нефтепровода. В данном случае идет речь об обеспечении надежности нефтеснабжающей системы ( НСС), основное возмущение при этом рассматривается в подсистеме добычи, а резерв для компенсации возмущения создается в подсистеме неф-тепроводного транспорта. Кроме этого, при решении не используют традиционные модели и методы оценки надежности. Однако раздельное рассмотрение подсистем НСС в этом случае может привести к неоптимальному с точки зрения народного хозяйства решению, так как вместо резервов в подсистеме транспорта необходимо будет создавать резерв, например, в подсистеме добычи, что потребует больших средств. [24]
В конце 1995 г. производственное объединение Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы преобразуется в акционерное общество открытого типа, на которое, кроме основного вида деятельности - транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам, возлагается целый комплекс работ, прежде всего, работы по поддержанию надежности нефтепроводов, приведению их в соответствие с требованиями современных норм и правил. [25]
Коэффициент готовности следует использовать при оценке надежности нефтеперекачивающих станций, рассматриваемых самостоятельно. При анализе надежности нефтепровода коэффициент готовности оказывается неинформативным. Это связано, например, с тем, что режим эксплуатации нефтепровода влияет на коэффициент готовности станции. При работе нефтепровода в режиме из насоса в насос с тремя рабочими и одним резервным агрегатами на каждой НПС при отказе трех агрегатов станция отключается и нефтепровод работает в режиме через станцию, так как этот режим обеспечивает большую пропускную способность, чем режим перегона со станцией, имеющей один работающий агрегат. Если определить коэффициент готовности НПС с учетом особенностей управления, то, естественно, окажется, что он выше, чем у станции, на которой возможно состояние с четырьмя отказавшими агрегатами. При этом создается ложное впечатление о повышении коэффициента готовности за счет отключения станции при трех отказавших агрегатах. Противоречие в данном случае заключается в способе определения коэффициента готовности, не учитывающем состояние станции с частичным отказом. Следовательно, для оценки надежности НПС с учетом ее места в системе необходимо использовать показатель, зависящий от снижения подачи НПС при отказах ее блоков. [26]
Четвертое допущение принято по следующим соображениям. При расчете надежности нефтепровода с резервуарными парками обычно используется метод Б.А. Севастьянова [32], который предполагает, что огказы станков приводят к их остановке. Однако на нефтепроводе, кроме подобных полных отказов имеют место, так называемые, частичные отказы, когда производительность отказавшего эксплуатационного участка уменьшается до некоторой ненулевой величины. В предлагаемой модели для простых однониточных нефтепроводов учитываются полные отказы ЭУ. [27]
Метод прокладки труба в трубе ( рис. 1.VII) используется при реконструкции нефтепроводов и предусматривает расположение внутри существующего трубопровода нового трубопровода меньшего диаметра. При этом методе увеличивается надежность нефтепровода, сокращается время реконструкции и практически исключается негативное влияние на окружающую среду. Его целесообразно применять на резервных нитках, имеющих многочисленные дефекты коррозионного характера либо дефекты типа трещина или вмятина, требующие замены трубы. [28]
Одним из методов повышения надежности нефтепровода является размещение по трассе запорной арматуры, при помощи которой можно локализировать аварию между двумя ближайшими задвижками. Секционирование уменьшает потенциальный объем стока, сокращая тем самым ущерб народному хозяйству от потерь нефти при разрывах трубопровода. [29]
Анализ отечественного и зарубежного опыта испытаний действующих МН и последующей их эксплуатации показывает, что число отказов на действующих нефтепроводах резко сократилось. Однако в литературе отсутствуют количественные зависимости между показателями надежности нефтепроводов и параметрами их гидравлических испытаний. [30]