СТО Газпром 2-2.1-512-2010

  Главная      Учебники Газпром     

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   .. 169  170  171  172  173  174  175  176  177  178  179  ..

 

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ» СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ


 

ОБЕСПЕЧЕНИЕ СИСТЕМНОЙ НАДЕЖНОСТИ ТРАНСПОРТА ГАЗА И СТАБИЛЬНОСТИ ПОСТАВОК ГАЗА ПОТРЕБИТЕЛЯМ


 

СТО Газпром 2-2.1-512-2010


 

Издание официальное


 


 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Открытое акционерное общество «Газпром промгаз» Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

Москва 2011

Предисловие


 

  1. РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Газпром промгаз»


     

  2. ВНЕСЕН Управлением прединвестиционных исследований Департамента стратегического развития ОАО «Газпром»


     


     

  3. УТВЕРЖДЕН

    И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ


     

    распоряжением ОАО «Газпром» от 03 сентября 2010 г.

    № 269


     

  4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ


 

© ОАО «Газпром», 2010

© Оформление ООО «Газпром экспо», 2011


 

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

Содержание

  1. Область применения 1

  2. Нормативные ссылки 1

  3. Термины и определения 2

  4. Сокращения и обозначения 2

  5. Обоснование параметров проектируемых магистральных

    газопроводов с учетом системных факторов 3

    1. Общие положения по проектированию магистральных газопроводов 3

    2. Технологический расчет 5

    3. Выбор основных технологических параметров

      проектируемого магистрального газопровода 8

    4. Выбор направления трассы и технологической схемы магистрального газопровода 12

  6. Обеспечение надежности проектируемых магистральных газопроводов 13

    1. Надежность. Промышленная безопасность.

      Энергетическая безопасность. Общие положения 13

    2. Оценка и прогнозирование показателей надежности 14

    3. Управление надежностью при проектировании и эксплуатации объектов Единой системы газоснабжения и региональных систем

      газоснабжения. Общие положения 16

    4. Мероприятия по обеспечению надежности при проектировании магистральных газопроводов. Использование результатов

      количественной оценки надежности 22

    5. Учет требований энергетической безопасности при проектировании

      магистральных газопроводов и их систем 27

      Приложение А (справочное) Термины с определениями и пояснениями 29

      Приложение Б (рекомендуемое) Критерии выбора оптимального

      варианта проектируемого магистрального газопровода 40

      Приложение В (справочное) Краткие сведения об экспертном логическом анализе 45

      Приложение Г (рекомендуемое) Определение пропускной способности

      и производительности газопроводов 50

      Приложение Д (рекомендуемое) Показатели надежности магистральных газопроводов, их элементов и объектов. Показатели

      надежности снабжения потребителей. Показатели риска 59

      Приложение Е (рекомендуемое) Оценка основных показателей надежности

      труб и агрегатов 70

      Приложение Ж (справочное) Краткие сведения о моделях для расчета показателей надежности объектов Единой системы газоснабжения

      и их компьютерных реализациях 74

      Приложение И (справочное) Показатели надежности снабжения агрегированных потребителей Единой системы газоснабжения. Экспертный

      логический анализ системной надежности 81

      Библиография 87

      Введение


       

      Настоящий стандарт разработан с целью обеспечения надежности проектируемых магистральных газопроводов, повышения обоснованности и эффективности научно-технических решений.

      Настоящий стандарт исходит из представления о Единой системе газоснабжения как уникальном технологическом комплексе, состоящем из подсистем добычи, магистрального транспорта и хранения и распределения природного газа, которые находятся в тесной режимно-технологической взаимосвязи.

      Настоящий стандарт направлен на развитие и дополнение требований СТО Газпром 2-3.5-051.

      Настоящий стандарт разработан в рамках выполнения договора от 25.10.2005

      № 5046-04-9 по теме «Обеспечение системной надежности транспорта газа и стабильности поставок газа потребителям».

      Настоящий стандарт разработан авторским коллективом в составе: Карасевич А.М., Сухарев М.Г., Ставровский Е.Р., Тверской И.В., Брысьева Е.В., Ермолаев Е.В., Самойлов Р.В., Сафронова И.П., Фомичев О.Г., Шелекета В.С. – ОАО «Газпром промгаз»; Русакова В.В., Серебряков А.М., Петличенко В.Н., Панфилов А.А., Фатрахманов К.Ф., Авраменко Н.В. – ОАО «Газпром».

      СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»


       

      image

      ОБЕСПЕЧЕНИЕ СИСТЕМНОЙ НАДЕЖНОСТИ ТРАНСПОРТА ГАЗА И СТАБИЛЬНОСТИ ПОСТАВОК ГАЗА ПОТРЕБИТЕЛЯМ


       

      image

      Дата введения – 2011-05-10


       

      1. Область применения


         

        1. Настоящий стандарт устанавливает требования по обеспечению надежности и стабильности поставок газа потребителям и является обязательным при проектировании объектов магистрального транспорта газа.

        2. Требования настоящего стандарта следует учитывать при разработке программного обеспечения для обоснования принимаемых решений.

        3. Настоящий стандарт распространяется на все трубопроводные системы транспорта природного газа без ограничений на рабочее давление и диаметры труб, материалы, оборудование, конструктивные решения и другие технологические факторы.

        4. Действие настоящего стандарта не распространяется на процедуры развития и реконструкции систем добычи природных газов, а также систем и объектов транспортировки и хранения сжиженных газов.

        5. Обязательные требования стандарта содержатся в пунктах 5.1.1; 5.1.3 – 5.1.6; 5.1.8; 5.1.9; 5.2.1; 5.2.2; 5.2.3; 5.2.9; 5.2.10; 5.3.1 – 5.3.8; 5.3.10: 5.3.11; 5.4.1 – 5.4.3; 6.1.1 – 6.1.5; 6.2.2; 6.2.3; 6.2.6 – 6.2.8; 6.3.3 – 6.3.8; 6.4.2 – 6.4.5; 6.4.7 – 6.4.9; 6.4.11; 6.4.12; 6.4.14 – 6.4.18; 6.5.1.1; 6.5.1.2; 6.5.2; 6.5.4; 6.5.5.


           

      2. Нормативные ссылки


         

        В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

        ГОСТ Р 52527-2006 (ИСО 3977-9:1999) Установки газотурбинные. Надежность, готовность, эксплуатационная технологичность и безопасность

        ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения ГОСТ 27.201-95 Надежность в технике. Расчет надежности


         

        image

        Издание официальное

        СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов

        СТО Газпром 2-3.5-138-2007 Типовые технические требования к газотурбинным ГПА и их системам

        СТО Газпром 2-2.3-351-2009 Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром»

        СТО Газпром РД 2.5-141-2005 Газораспределение. Термины и определения

        Примечание – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


         

      3. Термины и определения


         

        В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 27.002, СТО Газпром РД 2.5-141 и СТО Газпром 2-3.5-051, а также термины из терминологических сборников [1] и [2]. Термины с соответствующими определениями и пояснениями к ним приведены в приложении А.


         

      4. Сокращения и обозначения


         

        В настоящем стандарте применены следующие сокращения и обозначения: АВО – аппарат воздушного охлаждения

        ВНД – внутренняя норма доходности ГИС – газоизмерительная станция ГПА – газоперекачивающий агрегат ГРС – газораспределительная станция ГТО – газотранспортная организация ГТС – газотранспортная система

        ГТУ – газотурбинная установка

        ЕГТС – единая газотранспортная система ЕСГ – единая система газоснабжения

        ИД – индекс доходности

        КС – компрессорная станция КЦ – компрессорный цех

        КПД – коэффициент полезного действия

        МГ – магистральный газопровод ПХГ – подземные хранилища газа

        РСГ – региональная система газоснабжения с.в. – случайная величина

        СМР – строительно-монтажные работы СОГ – станция охлаждения газа

        ЧДД – чистый дисконтированный доход ЧС – чрезвычайная ситуация

        ЭЛА – экспертный логический анализ ЭХЗ – электрохимическая защита


         

      5. Обоснование параметров проектируемых магистральных газопроводов с учетом системных факторов

        1. Общие положения по проектированию магистральных газопроводов

          1. При проектировании МГ технологический (гидравлический и тепловой) расчет производится по основным технологическим параметрам. К основным технологическим параметрам МГ в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051 относятся:

            • годовая производительность;

            • диаметр;

            • рабочее давление;

            • протяженность трассы;

            • количество КС;

            • степень сжатия и температура газа после охлаждения на выходе КС.

              Для первой нитки нового коридора определяются генеральное направление трассы и места расположения КС.

          2. Характеристикой производственной мощности газопровода являются годовая производительность и его пропускная способность. Пропускная способность различается по периодам года (кварталам, месяцам) и, следовательно, представляет собой совокупность величин, количество которых определяется разбиением года на периоды.

          3. Технологические решения принимаются в соответствии с выбранными основными технологическими параметрами и состоят из решений:

            • по линейной части, в том числе, по расположению лупингов, перемычек, мест привязки газопроводов-отводов и расположения ГРС, по виду переходов через естественные и искусственные преграды;

            • КС и СОГ, в том числе, по количеству ГПА и их единичным мощностям, расположению и производственным мощностям СОГ;

            • местоположению и параметрам ГИС;

            • устройствам запуска-приема очистных поршней и снарядов-дефектоскопов;

            • количеству АВО газа и т.д.

              В процессе определения технологических решений могут быть скорректированы основные технологические параметры.

          4. Согласно СТО Газпром 2-3.5-051 основные технологические параметры определяются по результатам оптимизационных расчетов.

            1. На этапе формирования региональной системы газоснабжения в качестве критериев оптимизации при выборе технических решений по объекту системы следует использовать методические рекомендации по оценке эффективности проектов [3], вычисляя и анализируя основные экономические показатели (см. приложение Б):

              • чистый дисконтированный доход (ЧДД) по формуле (Б.1);

              • внутренняя норма доходности (ВНД) по формуле (Б.5);

              • накопленный чистый доход по формуле (Б.1) при норме дисконта e(t) = 0;

              • индекс доходности (ИД) по формуле (Б.6);

              • срок окупаемости по формуле (Б.7).

            2. При выборе технических решений по объекту ЕСГ при заданной производственной мощности объекта в качестве критерия оптимизации допускается использование суммарных дисконтированных капитальных и эксплуатационных затрат без амортизации (см. пункт Б.3 приложения Б). В оценочных расчетах, а также в случае единовременно вносимых инвестиций и постоянных годовых издержек вместо формулы (Б.3) можно пользоваться критерием приведенных затрат (Б.4).

            3. Если эффекты, связанные с реализацией инвестиционного проекта по объекту ЕСГ, известны, то, помимо суммарных дисконтированных затрат, следует вычислять и анализировать экономические показатели, указанные в 5.1.4.1 (ЧДД, ВНД, накопленный чистый доход, ИД, срок окупаемости).

      5.1.4.4. Перечисленные критерии служат для оценки сравнительной эффективности различных вариантов проекта, особенно в случаях, когда сопоставляемые варианты характеризуются примерно одинаковыми доходами от реализации газа в соответствии с Б.2, Б.3 (приложение Б).

          1. Оптимизационные расчеты проводятся на базе предварительно подготовленных вариантов. Совокупность вариантов должна охватывать диапазон рациональных значений основных технологических параметров.

            В каждом варианте оптимальные технологические решения определяются из условия экстремума критерия с ограничениями технического, технологического (см. пункт Б.9 приложения Б), экономического, экологического и пр. характера.

          2. При подготовке вариантов для проведения оптимизационных расчетов следует руководствоваться принципами системного анализа, всесторонне учитывая наиболее значимые факторы. К таким факторам, наряду с режимно-технологическими взаимосвязями, относятся:

            • взаимосвязи с другими системами энергетики;

            • адаптивность – учет функций проектируемых объектов на протяжении их жизненного цикла;

            • преемственность – зависимость подготавливаемых решений от объемов реализации текущих и предшествующих программ развития и реконструкции;

            • многокритериальность – учет наряду с экономическими показателями технических, технологических, экологических, социальных критериев, экономических и технологических рисков, фактора энергетической безопасности и т.д.;

            • комплексность – выбор при ограниченности финансовых ресурсов оптимального набора из числа конкурирующих проектов.

          3. Изменение функций проектируемого объекта на протяжении срока службы следует учитывать при выборе основных технологических параметров, обоснованно задавая изменение во времени загрузки газопровода, издержек и доходов.

          4. Учет всех аспектов системности должен осуществляться путем экспертной подготовки нескольких вариантов исходных данных с последующим анализом полученных результатов. При этом обосновывается состав данных, оценивается вероятность их реализации и связанные с ними экономические риски.

          5. Недостоверно известные показатели следует варьировать в предполагаемом диапазоне их изменения, т.к. выбор основных технологических параметров газопровода происходит в условиях неполной информации.


       

        1. Технологический расчет

          1. Технологический расчет МГ включает следующие модули: расчет линейного участка, КС, АВО, СОГ. В процессе технологического расчета определяются значения технологических параметров (давления, температуры и расхода) в характерных точках газопровода. К характерным точкам относятся:

            • начало и конец линейного участка;

            • вход и выход КЦ (входной и выходной патрубок компрессора, при последовательном соединении ГПА вход первого и выход последнего компрессора);

            • вход и выход установки охлаждения газа;

            • вход и выход СОГ.

              Помимо перечисленных точек рассчитываются также значения технологических параметров как функций пространственной координаты.

              1. Технологический расчет МГ проводится с использованием одной из следующих моделей:

            • стационарного квазиизотермического режима (модель расчета магистрального газопровода, регламентированного СТО Газпром 2-3.5-051, модель опосредовано учитывает изменения температуры транспортируемого газа вдоль оси трубопровода);

            • стационарного неизотермического режима (модель в полном объеме учитывает изменения температуры транспортируемого газа вдоль оси трубопровода);

            • нестационарного неизотермического режима (модель учитывает изменение технологических параметров во времени).

        1. В моделях протяженного линейного участка, для которого характерно изменение режимов потребления в суточном разрезе, значимым является эффект нестационарности течения. В моделях КС, АВО, СОГ эффектом нестационарности можно пренебречь.

      1. В проектных расчетах линейного участка МГ используется модель стационарного квазиизотермического режима.

        Гидравлический и тепловой расчет линейного участка возможен при задании в качестве граничных условий трех технологических переменных из следующих четырех: расхода, давления в начале участка, давления в конце участка, температуры в начале участка. Во всех случаях при расчете применяется итерационная процедура.

      2. Технологический расчет КС проводится в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051 (см. подраздел 18.7).

      3. Технологический расчет АВО и СОГ выполняется по моделям, приведенным в методиках теплового и аэродинамического расчета АВО. Потери давления газового потока в АВО приведены в СТО Газпром 2-3.5-051 (см. подраздел 7.6).

      4. Для проведения нерегламентированных расчетных процедур (многофазные течения, нестационарные течения и др.) при подготовке проектных решений могут проводиться дополнительные исследования. При этом следует стремиться к тому, чтобы модели технологических элементов газопровода: линейных участков, КС, АВО, СОГ – были согласованы по точности.

      5. В зависимости от назначения и целей исследования возможно использование следующих моделей:

        – гидравлический и тепловой расчет, стационарное квазиизотермическое течение

        газа;


         

        газа;


         

        1. – гидравлический и тепловой расчет, стационарное неизотермическое течение газа;

        2. – гидравлический и тепловой расчет, нестационарное неизотермическое течение


           

        3. – технико-экономический расчет газопровода, то есть расчет технологических и эко-

          номических показателей сооружения и эксплуатации газопровода (при гидравлическом расчете адекватно учитываются структура линейной части, обвязка КС и особенности оборудования);

        4. – технико-экономический расчет коридора газопроводов (при гидравлическом расчете допускается эквивалентирование при описании линейной части и КС);

        5. – расчет режима коридора газопроводов (при гидравлическом расчете используются приближенные модели, допускается эквивалентирование в рамках технического коридора);

        6. – расчет коридора газопроводов при перспективном прогнозировании потоков в ЕСГ, балансовая модель для краткосрочного и среднесрочного прогноза (учитывается лишь 1-й закон Кирхгофа, пропускные способности магистралей задаются независимо от распределения давлений в узлах схемы).

      6. Модель регламентирована СТО Газпром 2-3.5-051 и должна использоваться в технологических расчетах при проектировании газопроводов, а также при эксплуатации ГТС. Модели ii – iii предназначены для детального анализа режимов и могут использоваться для дополнительных исследований при проектировании и эксплуатации МГ.

      7. Однониточный магистральный газопровод как объект расчета представляет собой последовательно расположенные однониточные линейные участки и КС.

      8. Технологический расчет газопровода состоит в последовательном расчете звеньев. Звено – это линейный участок и следующая за ним КС. При технологическом расчете следует соблюдать ограничения по параметрам режима.

      9. При проектировании очередной нитки многониточного технического коридора газопроводов следует анализировать гидравлическое взаимодействие ниток коридора, чтобы обеспечить учет системных взаимосвязей проектируемого газопровода с действующими в рамках системы магистральных газопроводов.

      10. При анализе гидравлического взаимодействия ниток коридора допустимо использование оценочных моделей ivv.

      11. В целях предварительного сопоставления вариантов развития и реконструкции ЕСГ и ее крупномасштабных объектов допустимо проводить экспресс-расчет по модели vi. Модель vi дает возможность отразить основные технологические приемы при управлении режимами газотранспортного коридора, применяемые в условиях неполной загрузки, неудовлетворительного состояния или при выводе в ремонт некоторых объектов.

      12. При расчете схемы потоков на перспективу допустимо использование моде-

ли vii.


 

    1. Выбор основных технологических параметров проектируемого магистрального газопровода

      1. Основные решения по производительности, пропускной способности и параметрам проектируемых магистральных газопроводов должны приниматься с учетом всех влияющих факторов, то есть на многокритериальной основе, из-за исключительной значимости системы газоснабжения для энергетики и экономики страны. В число критериев следует включать: стоимость, экономические риски, адаптивность, энергетическую безопасность, экологическую безопасность, промышленную безопасность, реализуемость проектируемого объекта. Из-за специфических особенностей проектируемого газопровода может оказаться целесообразным также включение других критериев, что требует соответствующих обоснований.

        1. Энергетической и экономической безопасности может угрожать долговременный выход из строя газотранспортного объекта, приводящий к нарушению энергоснабжения одного или нескольких регионов страны и вызывающий тяжелые экономические и социальные последствия.

        2. Угрозу экологической безопасности могут составлять нарушения (тяжелые и особенно необратимые) сложившегося состояния природной среды при строительстве объекта, приводящие к загрязнению атмосферы, водных бассейнов, разрушению ландшафтов и другим негативным последствиям.

5.3.1.3. Промышленной безопасностью является состояние защищенности жизненно важных интересов личности и общества от аварий на опасных производственных объектах и последствий этих аварий. Объекты системы газоснабжения относятся к категории опасных, аварии на них чреваты травмами и гибелью людей, разрушением жилых и производственных зданий.

5.3.1.4 Под реализуемостью понимается возможность осуществления строительства при использовании выбранной технологии: доставка труб, оборудования и материалов к месту

назначения, наличие соответствующих видов строительной техники и ее приспособленность к природно-климатическим особенностям района строительства.

      1. При принятии предварительных решений о технологических параметрах проектируемых газопроводов следует проводить системный анализ ситуации, учитывая при этом как формализуемые (количественные), так и плохо поддающиеся формализации (качественные) факторы.

      2. Технические решения по газопроводу могут предусматривать использование различных технологий (рабочего давления, диаметров труб) на одном и том же проектируемом газопроводе. Выбор основных технологических параметров проектируемого магистрального газопровода производится путем сопоставления различных вариантов. Варианты намечаются экспертно с учетом наиболее значимых факторов, в частности, предложения труб и оборудования, имеющего место на мировом и отечественном рынке.

        Рекомендуемым аппаратом для подготовки к принятию решений на предварительном этапе рассмотрения является ЭЛА. Краткие сведения об ЭЛА приведены в приложении В.

      3. При определении основных технологических параметров проектируемого магистрального газопровода его производительность и пропускную способность следует выбирать в соответствии с параметрами объектов ЕСГ, находящихся с ним в режимно-технологических взаимосвязях.

        1. Производительность и пропускная способность проектируемого газопровода определяются, как правило, прогнозным спросом (с учетом внутренних потребностей и экспортных поставок). На проектные решения оказывают влияние следующие характеристики потребления: сезонная динамика, спрос при экстремальных понижениях температуры, графики потребления в суточном разрезе. Взаимосвязь показателей производственной мощности (пропускной способности и производительности) зависит от назначения газопровода (см. пункты 5.3.7 – 5.3.12).

        2. Производительность и пропускная способность газопровода должны быть сбалансированы с рациональным графиком годовых отборов из месторождений. Срок службы газопровода (коридора газопроводов) должен быть скоординирован с запасами месторождений и обоснованными темпами их разработки.

        3. Объемы транспортировки по газопроводу должны быть скоординированы с загрузкой других объектов системы транспорта и хранения газа.

        4. Если газопровод проектируется как часть ЕСГ, то при определении его основных технологических параметров должны учитываться технологические взаимосвязи с други-

          ми системами транспорта, хранения и распределения газа и планы по их развитию и реконструкции.

        5. При проектировании газопровода следует предусмотреть синхронизированное развитие и/или реконструкцию систем транспорта, хранения и распределения газа для обеспечения поставок конечным потребителям.

        6. Требуется также предусмотреть своевременную (увязанную по срокам с этапами строительства объектов ЕСГ) подготовку потенциальных потребителей, их оснащение газоиспользующим оборудованием.

      1. Выбор основных технологических параметров газопровода (рабочего давления и диаметра трубопровода) зависит, прежде всего, от его производительности и пропускной способности. При выбранных основных технологических параметрах производительность и пропускная способность газопровода могут изменяться в некотором диапазоне. Изменение внутри диапазона достигается за счет вариантов расстановки КС, типоразмера и мощности силового оборудования на КС.

      2. При выборе основных технических решений по магистральному газопроводу следует исходить из критериев эффективности инвестиционных проектов (см. пункты 5.1.4.1 – 5.1.4.3).

      3. Взаимосвязь производительности и пропускной способности магистрального газопровода определяется СТО Газпром 2-3.5-051. Расчетные формулы зависят от назначения и функций газопровода в системе (газопровод магистральный, распределительный, газопроводперемычка, газопровод-отвод).

        Для определения производительности и пропускной способности магистрального газопровода в СТО Газпром 2-3.5-051 приведен оценочный коэффициент надежности (см. пункт Г.4 приложения Г). Для протяженных газопроводов необходимо определять расчетный коэффициент надежности Кнд, учитывающий потери производительности из-за отказов оборудования и дефицита мощности ГПА на КС. Расчетные коэффициенты Кнд, могут существенно отличаться от оценочных коэффициентов (пункт 18.3.6, таблица 18.1 СТО Газпром 2-3.5-051). Для определения обоснованных, расчетных значений Кнд следует проводить специальный анализ, обеспечивая надежность проектируемых магистральных газопроводов.

      4. При определении резервов производительности и пропускной способности проектируемого газопровода существенную роль играет его положение в ЕСГ и расположение системных резервов. Из системных резервов на резерв производственной мощности существенно влияют ПХГ. Порядок определения производительности и пропускной способности газопровода при наличии ПХГ представлен в Г.5 (приложение Г).

      5. При наличии подходящих горно-геологических структур, расположенных в районе крупных агрегированных потребителей, производственные мощности и параметры ПХГ следует определять координированно с объемами и сезонной неравномерностью потребления и с производственной мощностью проектируемого газопровода. Порядок определения производственных мощностей и параметров ПХГ представлен в Г.6 (приложение Г).

      6. Порядок определения производительности и пропускной способности магистральных распределительных газопроводов как объектов ЕСГ приводится в Г.7 (приложение Г).

      7. Основные технологические параметры газопроводов-отводов определяются в зависимости от прогнозного спроса потребителей, его объема и динамики в сезонном и суточном разрезах. Основные технологические параметры должны быть скоординированы со значениями производительности и пропускной способности подводящих распределительных или магистральных газопроводов и газораспределительных сетей.

        Расчеты основных технологических параметров газопроводов-отводов проводятся дифференцированно в зависимости от их протяженности, объемов потребления, графика неравномерности потребления в сезонном и суточном разрезах.

        Для газопроводов-отводов протяженностью до 10 км основой для выбора диаметра служат расчетный максимум совмещенной часовой нагрузки всех потребителей и расчетное давление в точке подключения отвода к распределительному или магистральному газопроводу.

        Для газопроводов-отводов протяженностью свыше 10 км технологические решения следует выбирать в соответствии с режимами территориальной ГТС, включая объекты хранения газа и распределительные сети газоснабжения. Основой для выбора диаметра служат расчетный максимум суточной нагрузки.

        Системные аспекты выбора основных технических решений при проектировании газопроводов-отводов и распределительных сетей газоснабжения приведены в Г.8 (приложение Г).

      8. На режимы функционирования газопроводов-отводов значительной протяженности при существенном изменении потребления в суточном разрезе на выбор основных технологических параметров может оказать влияние изменение количества аккумулированного в трубе газа. Обоснованный выбор основных технологических параметров требует проведения специального исследования в случае, если запас газа в трубе в расчетном режиме превышает расчетную подачу потребителю за 1 ч и коэффициент суточной неравномерности потребления превышает 30 % (см. Г.9 приложения Г).

    1. Выбор направления трассы и технологической схемы магистрального газопровода

      1. Выбор направления трассы следует осуществлять при различных уровнях формирования и принятия решений:

        – высший уровень – выбор генерального направления, пункта (района) начала газопровода, пункта или пунктов (районов) доставки;

        – средний уровень – выбор положения трассы и КС;

        – низший уровень – привязка к местности по результатам изыскательских работ.

        1. Выбор направления трассы высшего уровня относится к числу стратегических задач и должен рассматриваться в контексте развития экономики и энергетики страны. Решение следует принимать на многокритериальной основе; для подготовки решений рекомендуется ЭЛА (приложение В).

        2. На среднем уровне при выборе направления трассы следует исходить из техникоэкономических критериев, а расположение трассы и КС выполнять на картах мелкого масштаба.

        3. На низшем уровне выбор направления трассы и сооружений вдоль трассы выполняются на топографических картах.

      1. Средний уровень отвечает этапу обоснования инвестиций. Исходными данными здесь следует считать:

        • направление трассы: район начала и район или районы доставки;

        • годовую производительность на период полного развития.

          Заданное значение производительности следует считать ориентиром, подлежащим уточнению на основании технико-экономических расчетов (см. подраздел 5.3).

          На этапе обоснования инвестиций необходимо:

        • выбрать наилучший вариант направления трассы (если есть альтернативные варианты);

        • выбрать оптимальные места расположения КС и СОГ;

        • определить технологическую структуру линейных участков;

        • принять решения по оснащению КС силовым оборудованием;

        • на основании технико-экономических расчетов обосновать диаметр газопровода и рабочее давление;

        • определить экономические показатели сооружения и эксплуатации газопровода (капиталовложения и ежегодные эксплуатационные издержки).

          Выбор решений следует производить по заданным экономическим критериям, установленным в приложении Б.

      2. Выбор решений по расположению трассы и технологической структуре следует проводить путем исследования и сопоставления представительной совокупности вариантов.


 

  1. Обеспечение надежности проектируемых магистральных газопроводов


     

    1. Надежность. Промышленная безопасность. Энергетическая безопасность. Общие положения

      1. Надежность является одной из основных характеристик ЕСГ, ее подсистем и объектов наряду со стоимостью (капиталоемкостью) и экономичностью. Повышение надежности сопряжено с дополнительными затратами. При принятии решений о развитии и реконструкции систем и объектов газоснабжения следует обеспечивать компромисс между стоимостью и требованиями по надежности.

      2. Мероприятия по обеспечению надежности транспорта газа должны предусматриваться при подготовке решений по развитию и/или реконструкции ЕСГ, ее территориальных (межрегиональных) подсистем, региональных систем газоснабжения и проектировании их объектов.

      3. Анализ надежности транспорта газа следует выполнять, рассматривая ЕСГ как уникальный производственный и технологический комплекс с учетом специфики ее объектов, технологических, экономических, социальных, экологических и конъюнктурных требований.

      4. Исходная информация о надежности (безотказности и ремонтопригодности) труб и оборудования, используемая для вычисления показателей надежности проектируемого/реконструируемого объекта или системы и показателей надежности газоснабжения потребителей, задается не нормативным путем, а обосновывается в конкретных условиях подготовки проекта.

      5. Обоснование рациональных уровней резервирования (избыточности) режимно взаимосвязанных объектов имеет конечной целью повышение эффективности проектов развития и реконструкции системы и достигается комплексным анализом факторов, влияющих на надежность.

      6. Уровень промышленной безопасности подсистем и объектов ЕСГ находится в непосредственной связи с надежностью самой системы. Многие из мероприятий, направленных на повышение надежности ЕСГ, следует рассматривать как способ снижения рисков поражения и гибели людей и нарушения окружающей среды, то есть повышения безопасности (см. также пояснение в А.55 приложения А).

      7. Состояние энергетической безопасности страны и ее регионов находится в непосредственной связи с надежностью ЕСГ. Проведение мероприятий по обеспечению надежности ЕСГ и ее объектов способствует повышению уровня энергетической безопасности страны. В то же время системные мероприятия, осуществляемые в целях обеспечения энергетической безопасности страны, способствуют повышению надежности снабжения потребителей ЕСГ. Проведение мероприятий по обеспечению энергетической безопасности региона способствуют повышению надежности обеспечения потребителей, расположенных на его территории (см. также пояснение в А.56 приложения А).


 

    1. Оценка и прогнозирование показателей надежности

      1. Количественной мерой единичных свойств надежности являются показатели надежности. В приложении Д определены наиболее информативные и значимые показатели надежности магистральных газопроводов, их элементов и объектов, показатели надежности снабжения потребителей и показатели риска. Состав показателей надежности выбирается для решения конкретной проблемы и зависит от объекта, целей исследования, заблаговременности принимаемых решений, качества и полноты имеющейся информации и др. факторов из числа показателей, представленных в приложении Д. При соответствующем обосновании могут использоваться также другие показатели.

      2. В качестве исходной информации для расчета показателей надежности систем газоснабжения (ЕСГ, территориальных систем газоснабжения, МГ, региональных систем газоснабжения, объектов ЕСГ и РСГ) и надежности снабжения потребителей следует использовать показатели надежности труб и оборудования. Показатели надежности труб и оборудования оцениваются в процессе разработки проекта сооружения и/или реконструкции системы или объекта газоснабжения применительно к конкретным условиям проектирования и эксплуатации. К таким условиям для проектируемого магистрального газопровода или газотранспортной системы относятся, например, производитель оборудования, паспортные данные оборудования, степень освоенности производства изделий (налаженный выпуск серийной продукции, модернизация освоенной производством продукции, новое изделие), условия прохождения трассы, наличие прецедентов по условиям прохождения трассы. Оценкой показателя надежности является определенное тем или иным способом численное значение показателя. Показатели надежности оцениваются:

        • по статистическим данным об отказах;

        • на базе накопленного инженерного опыта (экспертным путем);

        • по данным завода-изготовителя и действующих требований к надежности оборудования;

        • совместным использованием статистического и экспертного подходов;

        • путем наложения плотности распределения нагрузок и плотности распределения предельных напряжений (этот способ принят в теории конструктивной надежности и предназначен для оценки целостности сосудов, находящихся под внутренним давлением).

      3. При оценке показателей надежности рекомендуется использовать следующие источники информации:

        • отраслевые базы данных по аварийности объектов систем газоснабжения;

        • нормативные и справочные данные;

        • научно-техническую литературу;

        • отчеты НИР;

        • эксплуатационные данные производственных предприятий отрасли;

        • данные заводов-изготовителей по прогнозным значениям показателей надежности оборудования;

        • зарубежные данные (для сопоставления результатов, например: ИСО 20815:2008

          «Промышленность нефтяная, нефтехимическая и газовая. Менеджмент в области обеспечения качества производства и надежности», ИСО 14224:2006 «Промышленность нефтяная, нефтехимическая и газовая. Сбор и обмен данных по надежности и обслуживанию оборудования», стандарты Норвежского института нефти, стандарты Американского института нефти, стандарт Норвежского общества по стандартизации и др.).

      4. При прогнозировании показателей надежности следует сочетать ретроспективную информацию с качественными оценками тенденций изменения и инженерным опытом (экспертными методами).

        При обработке ретроспективной информации следует различать типы оборудования, виды отказов, условия эксплуатации и другие значимые факторы.

        Обработку информации следует проводить адекватными методами математической статистики, используя современные компьютерные технологии в сочетании с неформальным, эвристическим анализом.

      5. Базовым методом прогнозирования показателей надежности при проектировании газопроводов (систем магистральных газопроводов) нового поколения должен быть экспертный: ориентация только на ретроспективные данные может привести к неверным выводам.

      6. Источники информации и процедуры ее обработки при оценке показателей надежности должны быть согласованы с источниками и процедурами при оценке технологиче-

        ского риска. В соответствии с РД 03-418-01 [4] для определения частоты нежелательных событий (для оценки технологического риска) рекомендуется использовать статистические данные по аварийности и надежности технологической системы, соответствующие специфике опасного производственного объекта или виду деятельности, и экспертные оценки путем учета мнения специалистов в данной области.

        Имеется много неопределенностей, связанных с оценкой риска. Как правило, основными источниками неопределенностей являются неполнота информации по надежности оборудования, частоте отказов, обусловленных «человеческим фактором», а также предположения и допущения, принимаемые в используемых моделях развития аварийного процесса. Чтобы правильно интерпретировать результаты оценки риска, необходимо понимать характер неопределенностей и их причины. Источники неопределенности следует идентифицировать, оценить их влияние на результаты.

      7. При обработке ретроспективной информации следует пользоваться принципами таксономии1). В частности, статистические данные об отказах надо разбивать на группы по видам отказов, условиям эксплуатации и другим факторам, не допуская в то же время излишнего сужения групп.

Статистические данные должны собираться по каждому виду отказов. В приложении Е приведены рекомендации по оценке основных показателей надежности труб и агрегатов.


 

    1. Управление надежностью при проектировании и эксплуатации объектов Единой системы газоснабжения и региональных систем газоснабжения. Общие положения

      1. Управление надежностью (выбор мероприятий по обеспечению надежности) осуществляется при подготовке проекта, подготовке программ развития и реконструкции, планировании ремонтов и эксплуатации объектов ЕСГ и РСГ. По мере уточнения исходной информации и углубления знаний о проектируемом объекте следует конкретизировать и, возможно, корректировать решения по обеспечению надежности.

      2. Решения по управлению надежностью подготавливаются по результатам исследования надежности – на базе оценок исходных показателей надежности, выполненных в соответствии с методами, изложенными в подразделе 6.2, и расчетов показателей надежности объектов.


         

        image

        1) Таксономия (от греч. taxis — расположение по порядку, nomos — закон) — классификация и систематизация предметов и явлений. В общем виде — теория классификации систем по каким-либо логическим признакам.

        Расчеты показателей надежности могут быть проведены с помощью специализированных компьютерных комплексов. Краткие сведения о моделях расчета надежности и их компьютерных реализациях приведены в приложении Ж.

      3. Исследование надежности проводится:

        • при планировании развития и реконструкции единой системы газоснабжения;

        • планировании развития и реконструкции территориальных систем газоснабжения (подсистем ЕСГ);

        • планировании развития и реконструкции РСГ;

        • проектировании объектов ЕСГ и РСГ, оказывающих влияние на бесперебойность газоснабжения потребителей: магистральных и распределительных газопроводов, газопроводовперемычек, крупных газопроводов-отводов, компрессорных станций.

          При проектировании объектов ЕСГ и РСГ проводится детализированное исследование надежности, при планировании развития и реконструкции единой, территориальных и региональных систем газоснабжения исследование надежности носит оценочный характер.

      4. Для формирования перечня мероприятий по обеспечению надежности проводится исследование надежности, которое включает:

        • выбор показателей, адекватно характеризующих надежность объекта;

        • оценку показателей надежности элементов проектируемого объекта;

        • расчет показателей надежности;

        • вариантный анализ мероприятий по обеспечению надежности.

          1. Перечень показателей надежности выбирается в соответствии с назначением и функциями проектируемого объекта ЕСГ.

          2. В случае неопределенности оценок показателей надежности элементов проектируемого объекта производится параметрическое исследование или интервальный анализ.

          3. При формировании перечня мероприятий по обеспечению надежности производится их экономическая оценка. Затраты и эффекты сопоставляются по экономическим критериям, приведенным в подразделе 5.1, в соответствии с действующими в ОАО «Газпром» методиками.

          4. Наряду с экономическими критериями при обосновании мероприятий по обеспечению надежности рассматриваются также и другие критерии, трудно поддающиеся стоимостным оценкам, как, например, социальные, геополитические, экологические (см. подраздел 6.4).

      5. Обеспечение надежности снабжения потребителей и надежности систем и объектов, перечисленных в пункте 6.3.3, достигается разнообразными способами и средствами, в их число входят:

        а) структурные решения на системном уровне; б) избыточность и резервы на системном уровне; в) решения по реконструкции;

        г) выбор технологии;

        д) резервирование производственных мощностей при выборе основных технологических параметров объекта (в том числе, расчетный резерв);

        е) маневрирование потоками, управление запасами; ж) избыточность на уровне оборудования;

        и) выбор материалов, типоразмеров оборудования и заводов-изготовителей; к) автоматизация и информатизация, измерительная аппаратура;

        л) диагностика;

        м) мероприятия по обеспечению промышленной безопасности; н) мероприятия по защите окружающей среды;

        п) качество строительства и монтажа;

        р) стратегия ремонтов и технического обслуживания; с) качество ремонтов и технического обслуживания; т) испытания на надежность;

        у) концепция организации управления и эксплуатации;

        ф) управление и эксплуатация (управление персоналом, человеко-машинное взаимодействие).

      6. Мероприятия по управлению надежностью объекта должны проводиться на всех этапах его жизненного цикла:

        • на уровне планирования развития ЕСГ (заблаговременность 10–30 лет) для обеспечения надежности используются способы и средства по перечислениям а), б), в), г), д), е) пункта 6.3.5;

        • на уровне проектирования объектов и подсистем ЕСГ и РСГ (заблаговременность 2–10 лет) для обеспечения надежности используются способы и средства по перечислениям г), д), е), ж), и), к), л), м), н) пункта 6.3.5;

        • на стадии строительства и монтажа обеспечение надежности достигается путем контроля за выполнением проектных решений, соблюдением установленных требований к качеству СМР;

        • на уровне среднесрочного планирования (заблаговременность 1–5 лет) для обеспече

          -ния надежности используются способы и средства по перечислениям в), е), к), л), м), н), р), с), у), ф) пункта 6.3.5;

        • на уровне краткосрочного и оперативного управления режимами и управления персоналом (заблаговременность до одного года) для обеспечения надежности используются способы и средства по перечислениям л), м), н), с), т), у), ф) пункта 6.3.5.

      7. На стадии планирования развития газотранспортной системы требования по надежности учитываются при сопоставлении сценариев развития ГТС. Анализ надежности газоснабжения потребителей следует проводить для каждого из рассматриваемых сценариев. Вычисленные показатели надежности газоснабжения потребителей учитываются при принятии решений наряду с экономическими, экологическими, социальными и другими критериями.

      8. При проектировании объектов и подсистем газотранспортной системы анализ надежности проводится на всех стадиях подготовки проекта (инвестиционный замысел, обоснование инвестиций, рабочий проект).

      9. Оптимизация решений (выбор рационального проектного решения) по обеспечению надежности проводится в рамках соблюдения действующих требований и ограничений. Оптимальный вариант выбирается из числа намеченных вариантов путем их сопоставления на многокритериальной основе.

      10. На всех стадиях проектирования по возможности учитывается требование простоты и стандартизации принимаемых решений. Необходимым условием оптимизации проектных решений является квалификация коллектива разработчиков в области обеспечения надежности ГТС.

      11. На стадиях разработки обоснования инвестиций надежность проектируемых объектов обеспечивается за счет уточнения технологических решений. За основу принимаются требования, вытекающие из принятых перспективных газовых потоков. На надежность проектируемого объекта оказывают влияние:

        • выбор технологии;

        • выбор основных технологических параметров;

        • схемно-структурные решения, технологические схемы объекта;

        • выбор направления трассы газопровода;

        • выбор трассы на местности;

        • сопряжение проектируемого объекта с системой в целях осуществления маневрирования потоками, управления запасами;

        • резервирование на уровне избыточности оборудования;

        • резервы производственной мощности и их распределение по объектам газопровода;

        • выбор материалов, типоразмеров оборудования и изготовителей (марка стали, наличие и качество внешнего и внутреннего покрытия труб, конструкция и качество изготовления оборудования на КС, СОГ, ГРС и др.);

        • решения по автоматизации и информатизации проектируемого объекта, его оснащению измерительной аппаратурой;

        • решения по диагностическому обслуживанию объекта;

        • выбор системы электрохимической защиты ЭХЗ, конструкции и качества установок в системе ЭХЗ;

        • оснащение объекта диагностическим оборудованием;

        • мероприятия по обеспечению промышленной и противопожарной безопасности и охране труда;

        • мероприятия по защите окружающей среды.

          Принимаемые при обосновании инвестиций решения по структуре системы, выбору технологии и технологических параметров газопровода, направлению трассы, резервированию производственной мощности могут быть скорректированы на основании требований системной надежности.

      12. При разработке обоснования инвестиций мероприятия по обеспечению надежности оформляются в виде специального тома проектной документации.

      13. На стадии разработки рабочего проекта надежность проектируемых объектов обеспечивается за счет уточнения и конкретизации решений, принятых на уровне разработки обоснования инвестиций.

      14. Основное назначение анализа надежности при проектировании магистральных газопроводов состоит в обосновании мероприятий, позволяющих увеличить надежность поставок газа потребителям. Обобщенной количественной характеристикой надежности проектируемого МГ служит коэффициент надежности Кнд. Значение коэффициента, отвечающее выбранным технологическим решениям, определяется в соответствии с рекомендациями подраздела 6.4. Наряду с Кнд для обоснования мероприятий по повышению надежности целесообразно привлекать другие показатели надежности. Показатели надежности магистральных газопроводов, их элементов и объектов представлены в приложении Д.

      15. На стадии закупок оборудования обеспечение надежности осуществляется путем анализа и сопоставления оборудования по показателям безотказности, ремонтопригодности, долговечности и сохраняемости.

      16. На уровне среднесрочного планирования обеспечение надежности осуществляется путем:

        • учета требований по надежности снабжения потребителей при формировании программ реконструкции подсистем и объектов ЕСГ и РСГ;

        • совершенствования систем автоматизации и информатизации, совершенствования систем диагностики и внедрения новых средств и способов диагностического контроля оборудования;

        • планирования и проведения мероприятий по охране труда, обеспечению промышленной безопасности и защите окружающей среды;

        • разработки стратегии ремонтов и технического обслуживания, а также планирования мероприятий по реализации этой стратегии;

        • среднесрочного планирования технологических режимов с учетом требований по надежности снабжения потребителей;

        • создания необходимых производственных мощностей по объектам хранения газа и поддержания их работоспособности.

      17. На уровне краткосрочного и оперативного управления обеспечение надежности осуществляется путем:

  • оперативного управления технологическими режимами с учетом требований по надежности снабжения потребителей;

  • своевременного и качественного проведения мероприятий по диагностическому обслуживанию оборудования;

  • своевременного и квалифицированного проведения мероприятий по обеспечению охраны труда и промышленной безопасности;

  • своевременного и качественного проведения ремонтов и технического обслуживания оборудования;

  • своевременного и качественного проведения испытаний оборудования на (конструктивную) надежность;

  • повышения квалификации персонала в области обеспечения надежности и промышленной безопасности;

  • проведения специализированными организациями контроля за соблюдением промышленной безопасности и обеспечения работоспособности объектов ЕСГ;

  • разработки рекомендаций по запасам резервного топлива для потребителей с двойным топливным хозяйством и проверки их выполнения.

      1. Мероприятия по обеспечению надежности при проектировании магистральных газопроводов. Использование результатов количественной оценки надежности

        1. Этап подготовки и принятия проектных решений является определяющим для обеспечения надежности объекта. Анализ и синтез2) надежности проводятся на всех фазах проектирования.

        2. Критериями выбора основного технологического и вспомогательного оборудования, наряду со стоимостью, должны служить надежность изделий и конструкций, их соответствие требованиям промышленной безопасности и охраны окружающей среды.

          При неоднозначности выбора из нескольких конкурирующих вариантов рекомендуется проводить их сопоставление на многокритериальной основе, пользуясь экспертными методами, представленными в приложении В.

        3. При выборе схемы и параметров проектируемого газопровода следует учитывать его режимно-технологические взаимосвязи с действующими объектами ЕСГ. Газопровод должен рассматриваться как часть коридора газопроводов и ЕСГ в целом.

        4. Надежность поставок газа потребителям обеспечивается рациональным сочетанием резервов производительности и пропускной способности проектируемого газопровода с аналогичными резервами многониточного коридора и системными резервами, обусловленными взаимодействием объектов ЕСГ по добыче, транспорту, хранению и распределению газа.

          Комплексный учет всех технологических взаимосвязей и сочетание различных способов резервирования оптимизируют затраты при высокой надежности поставок газа.

        5. Выбор средств и объемов системного резервирования производится как при формировании решений по перспективному развитию ЕСГ, так и при проектировании МГ.

          Способы и средства резервирования объектов и подсистем ЕГТС и РСГ делятся на системные и внутриобъектные (в рамках МГ и технического коридора МГ).

          К системным средствам относятся:

  • сооружение газопроводов-перемычек и межсистемных перемычек, обеспечивающих маневрирование потоками при долговременном, сезонном и аварийном регулировании;

  • сооружение или реконструкция ПХГ и/или других объектов хранения газа, взаимодействующих с проектируемым объектом; ПХГ обеспечивают более полное использование производственных мощностей проектируемого объекта, уменьшение дефицита газа у потребителей в период аварий и пикового спроса;


     

    image

    2) Анализом надежности называется расчет показателей надежности технологического объекта или системы. Синтезом надежности называется обоснование мероприятий для повышения надежности технологического объекта или системы.

  • резервирование производственной мощности газодобывающих предприятий;

  • освоение и обустройство месторождений-регуляторов.

        1. Резерв мощности проектируемого газопровода или проектируемого коридора газопроводов определяется следующими способами и средствами:

  • выбором рациональной структуры газопровода (площадок для расположения КС, рабочего давления, диаметров и количества ниток линейной части, состава компрессорного оборудования на каждой КС);

  • резервированием ГПА на КС;

  • рациональным секционированием трубопровода;

  • сооружением перемычек на линейной части между нитками многониточного коридора;

  • сооружением межцеховых перемычек, позволяющих объединить агрегатный резерв КЦ и увеличить возможности маневрирования на КС;

  • реализацией рациональных схем обвязки КЦ и агрегатов внутри цеха;

  • рациональным выбором единичной мощности или сочетания единичных мощностей ГПА каждого КЦ и КС в целом для обеспечения маневренности (управляемости) объекта;

  • обеспечением резерва мощности КЦ и КС;

  • резервированием линейной части путем прокладки параллельных ниток и лупингов на особо ответственных участках трассы (переходы через водные преграды, горные хребты и др.).

        1. Комплексной характеристикой резерва производственных мощностей проектируемого газопровода является коэффициент КИ, в который мультипликативно входит коэффициент надежности Кнд. Приведенные в СТО Газпром 2-3.5-051 (см. таблицу Г.1 приложения Г) значения Кнд могут рассматриваться как оценочные.

          Снижение производительности из-за отказов оборудования (характеризуемое коэффициентом надежности) зависит от многочисленных и разнообразных факторов: структура объекта, его связи с другими объектами ЕСГ, в том числе наличие ПХГ в зоне влияния объекта, резерв оборудования, графики профилактических ремонтов, численные значения параметров потока отказов труб и оборудования.

          Для газопроводов значения Кнд могут существенно отличаться от приведенных в СТО Газпром 2-3.5-051 (таблица Г.1 приложения Г) и должны определяться на базе специальных исследований. Модели для исследования должны адекватно учитывать перечисленные факторы3).


           

          image

          3) Расчеты, например, можно проводить с помощью специализированных программных комплексов, указанных в приложении Ж.

        2. В случае существенного отличия вычисленного коэффициента надежности от табличного значения (таблица Г.1 приложения Г) следует скорректировать результаты гидравлических и тепловых расчетов, проведя их с использованием вычисленного значения. Кроме того, следует проанализировать все возможные способы увеличения Кнд, указанные в 6.4.5 – 6.4.6 и 6.4.12–6.4.18.

        3. Решения о целесообразности проведения мероприятий по повышению надежности принимаются путем экспертного сопоставления затрат на проведение мероприятий и соответствующих эффектов.

        4. Мероприятия по обеспечению надежности формируются на основании специальных исследований для каждого проектируемого газопровода с учетом его конкретных особенностей. Способы и объемы резервирования выбираются, когда приняты основные решения по технологической схеме транспорта газа, т.е. определены площадки для расположения КС, диаметры ниток, типоразмер оборудования, структура линейных участков и КС.

        5. Системные мероприятия по обеспечению надежности (см. 6.4.5) обосновываются по результатам специальных исследований. Исходными данными для расчетов служат схемы потоков газа по ЕСГ и ее участкам на ближнюю и дальнюю перспективы и варианты мероприятий по обеспечению надежности. В процессе расчетов анализируются ситуации, которые могут возникнуть при функционировании системы, отыскиваются оптимальные решения (распределение потоков) в каждой ситуации и вычисляются результирующие показатели надежности, позволяющие оценить значение каждого объекта ЕСГ в обеспечении поставок газа и их стабильности и выбрать наилучший комплекс мероприятий (приложение Ж).

        6. Резерв ГПА на КС определяется показателями надежности оборудования, функциями КС в ГТС, климатическими условиями в районе расположения КС, ее управляемостью (собственными возможностями маневрирования).

          Существенными могут оказаться также другие факторы, отражающие специфику объекта. При расчетах учитывается возможность объединения агрегатного резерва цехов одной КС путем сооружения межцеховых перемычек. В каждом конкретном случае требуется проводить специальные исследования надежности.

        7. Перемычки между параллельными трубопроводами на многониточных коридорах позволяют:

  • сокращать потери пропускной способности коридора в период капитальных ремонтов;

  • в период ликвидации аварии при отказе одной из ниток увеличивать пропускную способность коридора, используя неповрежденные части вышедшей из строя нитки в качестве лупингов;

  • увеличивать пропускную способность коридора в штатных режимах при наличии в системе лупингов, а также в случаях неодинаковых условий функционирования ниток (неравенство коэффициентов гидравлической эффективности, рабочего давления и т.д.);

  • уменьшать потери газа из-за аварийных сбросов в окружающую среду;

  • сокращать время подготовки к ремонтным работам и упрощать проведение испытаний после их окончания.

    Секционирование однониточных газопроводов (размещение на них запорных устройств) преследует две последние из указанных выше целей.

    Количество и расположение перемычек на линейном участке влияет на значение коэффициента Кнд и другие показатели надежности. Оценка потерь газа из-за отказов и ремонтов в зависимости от количества и расположения перемычек проводится с помощью моделей, приведенных в справочном издании [5].

        1. Резервирование линейной части целесообразно осуществлять на переходах через водные преграды, на участках в труднодоступной местности, плохо приспособленных к предупреждению и устранению отказов.

        2. Межцеховые перемычки сооружаются для совместного использования резерва ГПА цехов одной КС. Перемычки позволяют реализовывать рациональные схемы включения агрегатов во время профилактических и аварийных ремонтов и обеспечивают бTольшую надежность функционирования системы в целом.

        3. Варианты направления трассы проектируемого газопровода намечаются экспертно с учетом географических особенностей территории, расположения конечных потребителей и объемов потребления каждым из них на протяжении жизненного цикла. Для каждого варианта находятся основные технологические решения, проводится гидравлический и тепловой расчет и определяются показатели экономической эффективности.

          При сопоставлении вариантов наряду со стоимостными показателями принимаются во внимание:

  • реализуемость проекта – условия проведения СМР;

  • потенциальная опасность потери проектного положения трубы из-за воздействия природных процессов;

  • потенциальная опасность повреждения производственных зданий и сооружений изза воздействия природных процессов;

  • ремонтопригодность технологических объектов – условия проведения ремонтов в период эксплуатации газопровода;

  • адаптационные способности системы – возможности ее приспособления к изменяющимся условиям функционирования в течение жизненного цикла;

  • живучесть проектируемого объекта – способность функционировать в период ЧС и военных действий без массового нарушения снабжения потребителей.

        1. При анализе надежности (безотказности и долговечности) линейной части оцениваются риски потери газопроводом проектного положения. Выявляются зоны повышенного риска, анализируются причины рисков – технологические и природные процессы, способные привести к нарушению целостности трубы. К зонам повышенного риска относятся многолетнемерзлые грунты, болота, скальные грунты, переходы через водные преграды, переходы через железные и автомобильные дороги и пр. К числу природных процессов, негативно влияющих на трубопровод, относятся, например, эрозионное вымывание грунта из траншеи, пучение и неравномерные просадки мерзлых грунтов, размыв дна и берегов водотоков, явления солифлюкции, термокарста, оползни, селевые потоки, лавины.

          При сопоставлении вариантов направления трассы учитывается протяженность участков повышенного риска и эффективность технических решений по борьбе с негативными процессами.

        2. Решения о прохождении трассы по местности принимаются с учетом потенциальных опасностей потери трубопроводом проектного положения, указанных в 6.4.17. При выборе трассы минимизируются риски, в проекте предусматриваются технические решения, направленные на предотвращение негативных процессов.

        3. Безопасность как одна из составляющих надежности обеспечивается, в частности, мероприятиями, предусматриваемыми в декларации о промышленной безопасности опасного промышленного объекта, оформленной в соответствии с федеральным законом [6] Декларация должна входить в состав проектной документации на строительство, расширение, реконструкцию, техническое перевооружение, консервацию и ликвидацию опасного промышленного объекта. Состав декларации и анализ риска при технологическом проектировании магистральных газопроводов регламентирован в СТО Газпром 2-3.5-051 (см. подраздел 14.2).

          Управление промышленной безопасностью осуществляется в соответствии с законодательными и нормативными актами федерального и корпоративного уровня. Управление промышленной безопасностью предполагает, в том числе, декларирование промышленной безопасности и страховую защиту промышленных объектов и персонала.

        4. Недопущение негативных воздействий на окружающую среду входит в состав требований по безопасности. При выборе направлений трассы следует избегать, по возмож-

    ности, прокладки газопровода по заповедным территориям, а в случае практической невыполнимости этого требования проводить все предписанные процедуры согласования и мероприятия по снижению негативных воздействий.

    Охрана окружающей среды при проектировании магистральных газопроводов регламентирована СТО Газпром 2-3.5-051 (раздел 15).


     

      1. Учет требований энергетической безопасности при проектировании магистральных газопроводов и их систем

        1. При проектировании магистральных газопроводов и их систем следует принимать во внимание требования энергетической безопасности, учитывающие последствия от потенциально возможных катастрофических явлений в ЕСГ (или РСГ) или системного кризиса газовой отрасли.

          1. При проектировании крупного объекта ЕСГ, функционирование которого может влиять на изменение газопотоков, следует проводить анализ энергетической безопасности. Анализ должен включать описание возможных негативных последствий от строительства и эксплуатации объекта, способных вызвать масштабные аварии с длительными сроками их ликвидации. При этом рекомендуется построить сценарии развития событий в аварийный и послеаварийный периоды и разработать мероприятия, позволяющие минимизировать потери для энергетики и экономики страны.

          2. Возможные причины крупных аварий и сценарии их развития намечаются экспертно. При освоении новых территорий в труднодоступных районах следует проанализировать потенциально возможные процессы деградации технического состояния основных фондов.

          3. Формирование перечня возможных негативных явлений, оценку риска их возникновения и способы предотвращения рекомендуется проводить методами экспертного логического анализа, приведенного в приложении В.

        1. Для повышения энергетической безопасности следует предусматривать создание:

  • аварийных резервов оборудования и ремонтной техники для ликвидации аварий и мобилизационных планов на случай ЧС;

  • стратегических запасов газа и планов использования резервов производственной мощности ЕСГ в период ЧС.

        1. Для обеспечения энергетической безопасности страны используют ПХГ (и другие объекты хранения газа), а также месторождения-регуляторы. Прогнозирование работы системы в условиях чрезвычайных ситуаций, представляющих угрозу для энергетической безопас-

          ности страны, рекомендуется проводить с использованием моделей, имитирующих распределение потоков по ЕСГ. Повышение энергетической безопасности страны достигается путем создания новых и увеличения производственной мощности действующих ПХГ в тех регионах, где их эффективность в период ЧС будет наибольшей. Целесообразно предусматривать резервы ПХГ по объемам активного газа (стратегический резерв) и интенсивности отбора (максимальному суточному отбору), предназначенные на период ЧС.

        2. Документация по энергетической безопасности оформляется отдельным разделом (или томом) проектной документации, который включает:

  • описание угроз энергетической безопасности с их привязкой к объектам проектируемого газопровода, оценку риска угроз;

  • результаты анализа масштабов угроз, возможных последствий для людей, технологических объектов и окружающей среды;

  • предложения по аварийным запасам оборудования и техники, их размещению и использованию в период ЧС;

  • предложения по управлению запасами газа в ПХГ и резервными мощностями ЕСГ (добыча и транспорт).

      1. Требования энергетической безопасности следует учитывать при выборе направления трассы, основных технологических параметров газопровода и резервов технологического коридора. Сопоставление вариантов направления трассы и обоснование резервов коридора целесообразно проводить на многокритериальной основе, включая энергетическую безопасность как один из критериев, значение которого зависит от риска ЧС.

Приложение А

(справочное)


 

Термины с определениями и пояснениями


 

А.1 безопасность: Состояние, при котором отсутствует недопустимый риск, связанный с причинением вреда жизни или здоровью граждан, имуществу физических или юридических лиц, государственному или муниципальному имуществу, окружающей среде, жизни или здоровью животных и растений.

[СТО Газпром РД 2.5-141-2005, пункт А.1.1]

 

Приведенные в приложении термины с определениями и пояснениями к ним служат для устранения неоднозначности понимания требований и рекомендаций настоящего стандарта.


 

А.3 газопровод базовый: Газопровод, предназначенный для транспорта газа из районов его добычи в районы потребления или передачи в другие газопроводы.

[СТО Газпром РД 2.5-141-2005, пункт 3.6.5]

 

А.2 взаимосвязи режимно-технологические: Взаимосвязи между параметрами газового потока (расходом, давлением, температурой) различных технологических объектов.


 

А.4 газопровод магистральный: Комплекс производственных объектов, обеспечивающих транспорт природного или попутного нефтяного газа, в состав которого входят однониточный газопровод, компрессорные станции, установки дополнительной подготовки газа (например, перед морским участком), участки с лупингами, переходы через водные преграды, запорная арматура, камеры приема и запуска очистных устройств, газораспределительные станции, газоизмерительные станции, станции охлаждения газа.

[СТО Газпром 2-3.5-051-2006, пункт 3.4]

 


 

А.5 газопровод магистральный распределительный: Газопровод для подачи газа из магистральных газопроводов в отводы или к отдельным крупным потребителям.

Примечание – Указанный термин введен с целью указать терминологическое отличие данного газопровода (являющегося магистральным) от распределительного газопровода. Кроме того, имеется и более существенное отличие, по уровню давления газа: в магистральном газопроводе >1,2 МПа; в распределительном газопроводе  1,2 МПа.

[СТО Газпром РД 2.5-141-2005, пункт 3.6.11].

 


 

А.6 газопровод распределительный высокого давления: Газопровод, обеспечивающий некомпримируемую подачу газа от магистрального газопровода или других объектов ЕСГ (ПХГ, месторождения) в отводы или до ГРС крупных потребителей.

[СТО Газпром 2-3.5-051-2006, пункт 3.8]

 

Примечание – По классификации, принятой в СНиП 2-05-06-85* «Магистральные трубопроводы», магистральные газопроводы подразделяются на два класса. К I классу относятся магистральные газопроводы при рабочем давлении свыше 2,5 МПа до 10 МПа включительно. В то же время в соответствии с нормативами по газораспределению словосочетание «газопровод распределительный высокого давления» означает «газопровод с давлением от 0,6 МПа до 1,2 МПа». Поэтому термин, используемый в СТО Газпром 2-3.5-051, не корректен для тех случаев, когда одновременно рассматриваются вопросы, связанные с газотранспортными и газораспределительными системами.

В настоящем стандарте этот термин не используется, используется только термин А5 «газопровод магистральный распределительный».

А.7 газотранспортная система: Совокупность взаимосвязанных газотранспортных объектов ЕСГ, обладающая возможностями автономного управления внутренними потоками и регулирования газоснабжения.

А.8 Единая система газоснабжения: Имущественный производственный комплекс, состоящий из технологически, организационно и экономически взаимосвязанных и централизованно управляемых производственных и иных объектов, предназначенных для добычи, транспортировки, хранения, поставок газа и находящийся в собственности организации, образованной в установленных гражданским законодательством организационно-правовой форме и порядке, получившей объекты указанного комплекса в собственность в процессе приватизации либо создавшей или приобретшей их на других основаниях, предусмотренных законодательством Российской Федерации.

[СТО Газпром 2-3.5-051-2006, пункт 3.11]

 


 

Примечание – В настоящем стандарте ЕСГ рассматривается как производственный комплекс – совокупность взаимосвязанных технологических объектов по добыче, транспортировке, хранению и поставкам (распределению) газа, – обладающая свойством режимно-технологической целостности. ЕСГ включает подсистемы добычи, магистрального транспорта (ЕГТС), хранения и распределения газа.

А.10 коридор магистральных газопроводов технический: Совокупность магистральных газопроводов (или участков) и систем магистральных газопроводов (в том числе, с различным рабочим давлением), обеспечивающих транспорт газа в едином направлении (транспортном потоке), проложенных параллельно по одной трассе.

[СТО Газпром 2-3.5-051-2006, пункт 3.13]

 

А.9 единая газотранспортная система: Подсистема ЕСГ, включающая объекты магистрального транспорта газа и хранения газа и обеспечивающая поставки газа от промыслов и/или пунктов импорта до ГРС и/или пунктов экспорта газа.

А.11 месторождение-регулятор: Месторождение природного газа, при эксплуатации которого предусмотрено резкое изменение отборов в течение года. Используется для регулирования сезонной неравномерности и снижения дефицита поставок газа потребителям при крупных авариях.


 

А.12 производительность газопровода: Количество газа (м3) при условиях по ГОСТ 2939: 293,15 К и 0,1013 МПа, транспортируемого по газопроводу за расчетный период (год, сезон, квартал, месяц).

[СТО Газпром 2-3.5-051-2006, пункт 3.27]

 


 

А.13 промышленная безопасность опасных производственных объектов: Состояние защищенности жизненно важных интересов личности и общества от аварий на опасных производственных объектах и последствий указанных аварий.

[СТО Газпром РД 2.5-141-2005, пункт А.1.4].

 


 

А.14 пропускная способность газопровода (участка газопровода): Расчетное суточное количество газа, которое может быть передано по газопроводу при стационарном режиме, максимальном использовании располагаемой мощности газоперекачивающих агрегатов и заданных расчетных параметрах: граничных условиях в начале и в конце газопровода, рабочем давлении по трассе, гидравлической эффективности, температуре окружающего воздуха и грунта, температуре охлаждения газа и т.п.

[СТО Газпром 2-3.5-051-2006, пункт 3.29]

 


 

А.15 реализуемость: Возможность осуществления проектных решений при существующем уровнe развития техники и технологии.

А.16 региональная система газоснабжения: Имущественный производственный комплекс, который состоит из технологически, организационно и экономически взаимосвязанных и централизованно управляемых производственных и иных объектов, предназначенных для добычи, транспортировки, хранения, поставок газа, независим от Единой системы газоснабжения и находится в собственности организации, образованной в установленных гражданским законодательством организационно-правовой форме и порядке, получившей в процессе приватизации объекты указанного комплекса в собственность либо создавшей или приобретшей их на других предусмотренных законодательством РФ и законодательством субъектов Российской Федерации основаниях.

[СТО Газпром РД 2.5-141-2005, пункт 3.1.10]

 

А.17 территориальная система газоснабжения: Система (подсистема) газоснабжения, расположенная на территории региона (-ов), субъекта (-ов) Российской Федерации.

А.19 «узкое место»: Объект газотранспортной системы (магистральный газопровод, газопровод-отвод, газопровод-перемычка, распределительный газопровод или их участок, компрессорная станция, ГПА, станция подземного хранения газа, ГИС, узел редуцирования газа, ГРС и т.д.), техническое состояние которого не позволяет обеспечить поддержание проектных параметров по пропускной способности участка или в целом ГТС.

[СТО Газпром 2-3.5-051-2006, пункт 3.46]

 

А.18 технологический расчет: Гидравлический и тепловой расчет магистрального газопровода. Технологический расчет МГ включает: расчет линейного участка, КС, АВО, СОГ. В процессе технологического расчета определяются значения давления, температуры и расхода в характерных точках газопровода.


 

 

А.20 надежность (системы энергетики): Свойство объекта выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования.

Примечание

  1. В соответствии с ГОСТ 27.002 надежность – это свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования.

  2. Применительно к объектам энергетики их основной заданной функцией является снабжение потребителей соответствующей энергетической продукцией (энергоресурсом) требуемого качества. Невыполнение или неполное выполнение объектом этой его функции имеет место при отказе объекта (полном или частичном).

  3. Условия функционирования объекта включают внешние условия, которые воздействуют на объект и могут способствовать или препятствовать выполнению его функций, а также требования к эксплуатационным параметрам объекта. Понятие «определенные условия функционирования» отражает допустимые диапазоны внешних воздействий на объект и его эксплуатационных параметров.

  4. Надежность объекта и ее составляющие являются комплексными свойствами, которые в зависимости от назначения объекта и условий его эксплуатации могут включать ряд свойств (в отдельности или в определенном сочетании). По типу описываемых состояний и событий надежность подразделяется на безотказность и восстанавливаемость. Безотказность и восстанавливаемость определяются рядом сопряженных с надежностью свойств (имеющих лишь частичное отношение к надежности и определяющих более широкие понятия, выходящие за рамки надежности), таких как готовность, устойчивоспособность и живучесть. В свою очередь готовность, устойчивоспособность и живучесть определяются сопряженными с надежностью свойствами управляемости и ремонтопригодности. Кроме того, надежность объекта характеризуется долговечностью и сохраняемостью, которые отражают некоторые условия для объекта (см. далее соответствующие определения). Возможна структуризация надежности по выявляемым (учитываемым) параметрам, времени рассмотрения объекта, условиям его функционирования и др.

[Надежность систем энергетики [1], пункт 2.1]


 

А.21 вероятность безотказной работы: Вероятность того, что в пределах заданной наработки отказ объекта не возникнет.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 6.8]

 


 

А.22 вероятность работоспособного состояния: Вероятность того, что объект окажется в работоспособном состоянии в произвольный момент времени.

Примечание – Аналогично могут быть построены термины для характеристики вероятности и других видов состояний, например вероятность состояния аварийного ремонта.

[Надежность систем энергетики [1], пункт 6.42]

 


 

А.23 временн ое резервирование: Резервирование, предусматривающее использование избыточного времени.

[Надежность систем энергетики [1], пункт 5.6]

 

Примечание – Временной резерв в ЕСГ обеспечивается запасом газа в подземных хранилищах и других объектах для хранения газа.


 

А.24 восстанавливаемость: Свойство объекта восстанавливать работоспособность после отказа путем проведения технического обслуживания, ремонтов и/или управления объектом.

[Надежность систем энергетики [1], пункт 2.3]

 


 

А.25 гамма-процентный ресурс: Суммарная наработка, в течение которой объект не достигнет предельного состояния с заданной вероятностью  процентов.

[Надежность систем энергетики [1], пункт 6.11]

 


 

А.26 долговечность: Свойство объекта сохранять работоспособное состояние до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонта.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 1.3]

 


 

А.27 долгосрочная надежность: Надежность объекта, рассматриваемая с большой заблаговременностью или на длительном интервале времени (от нескольких лет до нескольких месяцев) при управлении его развитием и функционированием.

[Надежность систем энергетики [1], пункт 2.13]

 


 

А.28 единичный показатель надежности: Показатель надежности, характеризующий одно из свойств, составляющих надежность объекта.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 6.2]

 


 

А.29 живучесть: Свойство объекта противостоять возмущениям, не допуская их каскадного развития с массовым нарушением питания потребителей, и восстанавливать исходное состояние объекта или близкое к нему.

[Надежность систем энергетики [1], пункт 2.8]

 


 

А.30 комплексный показатель надежности: Показатель надежности, характеризующий несколько свойств, составляющих надежность объекта.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 6.3]

 


 

А.31 коэффициент технического использования: Отношение математического ожидания суммарного времени пребывания объекта в рабочем состоянии за некоторый период эксплуатации к математическому ожиданию суммарного времени пребывания объекта в рабочем состоянии и простоев, обусловленных техническим обслуживанием и ремонтом, за тот же период.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 6.28]

 


 

А.32 коэффициент надежности: Отношение математического ожидания пропускной способности (рабочей мощности) к его проектной средней пропускной способности (рабочей мощности) за расчетный период.

А.33 надежность газоснабжения: Составляющая надежности системы газоснабжения, отражающая выполнение системой требований со стороны потребителя в бесперебойном снабжении его газом в заданном объеме.


 

А.34 номинальная мощность (номинальная производительность): Максимальное длительно допустимое значение мощности (производительности) объекта при расчетных (проектных) условиях его работы.

[Надежность систем энергетики [1], пункт 1.3]

 


 

А.35 параметр потока отказов: Отношение математического ожидания числа отказов восстанавливаемого объекта за достаточно малую его наработку к значению этой наработки.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 6.13]

 


 

А.36 предельное состояние: Состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 2.5]

 


 

А.37 работоспособное состояние: Состояние объекта, при котором он способен выполнять все или часть заданных функций в полном или частичном объеме.

[Надежность систем энергетики [1], пункт 3.1]

 


 

А.38 располагаемая мощность (располагаемая производительность): Установленная мощность (производительность) объекта, измененная из-за несоответствия мощностей (производительностей) его основных и дополнительных элементов по номинальным значениям их мощностей (производительностей).

[Надежность систем энергетики [1], пункт 1.5]

 


 

А.39 резервирование: Способ повышения надежности объекта введением избыточности.

Примечание – Избыточность – дополнительные средства и возможности (ресурсы) сверх минимально необходимых для выполнения объектом заданных функций.

[Надежность систем энергетики [1], пункт 5.3]

 


 

А.40 ресурс: Суммарная наработка объекта от начала эксплуатации объекта или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 4.5]

 


 

Примечание – В соответствии с терминологией, принятой в сборнике «Надежность систем энергетики» [1], это определение соответствует понятию технический ресурс.


 

А.41 ремонтопригодность: Свойство объекта, заключающееся в приспособленности к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния путем проведения технического обслуживания и ремонта.

[ГОСТ 27.002-89, пункт 1.4]

 


 

А.42 система энергетики: Открытая человеко-машинная производственная система, состоящая из совокупности элементов и предназначенная для добычи (производства, получения), переработки (преобразования), передачи (транспорта), хранения и распределения соответствующего энергоресурса и снабжения им потребителей.

Примечание

1 Системы энергетики в зависимости от их иерархического уровня и производимой продукции рассматриваются как: топливно-энергетический комплекс – ТЭК, охватывающий основные элементы и связи энергетических отраслей и связи между последними; энергетическая система – ЭС (при производстве, преобразовании, передаче, хранении и распределении электрической и тепловой энергии); электроэнергетическая система – ЭЭС (при генерации, преобразовании, передаче

 

image

и распределении только электрической энергии); теплоснабжающая система – ТСС (при производстве, преобразовании, передаче, хранении и распределении тепловой энергии); газоснабжающая система – ГСС (при добыче и получении, переработке, транспорте, хранении и распределении газа и газового конденсата); нефтеснабжающая система – НСС (при добыче, переработке, транспорте, хранении и распределении нефти и нефтепродуктов); углеснабжающая система – УСС (при добыче, переработке, транспорте, хранении и распределении углепродуктов).

Системы энергетики в территориальном аспекте подразделяются на локальные (местные), региональные, межрегиональные, национальные, межнациональные, общемировые.

  1. В качестве элементов системы энергетики выступают условно неделимые для данного уровня рассмотрения составляющие системы. Так, при рассмотрении надежности электростанции ее элементами могут быть отдельные котлы, турбины, генераторы, трансформаторы, системы управления, а при анализе надежности ЭЭС в качестве элементов могут выступать агрегаты электростанций, объединяющие перечисленные составляющие (котлы, турбины и т.д.).

  2. Любая система энергетики или ее элемент являются объектом энергетики (объектом).

  3. Объекты энергетики по своему функциональному назначению в задачах надежности подразделяют:

  • на основные (силовые) объекты – элементы основного цикла процесса производства, преобразования, передачи, распределения и хранения энергии (топлива) и снабжения им потребителей;

  • коммутационные объекты (аппараты) – силовые объекты систем, выполняющие сервисные функции по включению и отключению основных объектов;

  • сервисные (управляющие) объекты – элементы, обеспечивающие нормальное функционирование основных объектов, но не участвующие непосредственно в основном цикле.

[Надежность систем энергетики [1], пункт 1.1]


 

А.43 риск: Мера опасности, характеризующаяся как возможностью (ожидаемой частотой) возникновения аварий, так и тяжестью их последствий. В зависимости от целей анализа риск может оцениваться как в качественных, так и количественных показателях. Риск измеряется в тех же единицах, что и последствия (ущерб) от аварии за рассматриваемый интервал времени. Показателями техногенного риска для людей являются: потенциальный риск, индивидуальный риск, коллективный риск, социальный риск.

[СТО РД Газпром 39-1.10-084-2003]

 


 

А.44 системная надежность: Надежность системы как сложного технического или производственного объекта.

Примечание – Системная надежность включает балансовую (готовность) и режимную составляющие.

[Надежность систем энергетики [1], пункт 2.16]

 


 

А.45 состояние аварийного ремонта: Нерабочее состояние объекта, при котором ведутся работы по восстановлению его работоспособности, нарушенной в результате отказа элементов объекта.

[Надежность систем энергетики [1], пункт 3.15]

 

Примечание – При вынужденных ремонтах производится восстановление работоспособности объекта после отказа элементов, не вызвавших аварийного отказа объекта.


 

А.46 состояние планово-предупредительного ремонта: Состояние объекта, при котором ведутся ремонтные работы в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.

Примечание – В отдельных случаях возможно проведение планового ремонта и при рабочем состоянии объекта.

[Надежность систем энергетики [1], пункт 3.13]

 


 

А.47 сохраняемость: Свойство объекта непрерывно сохранять исправное или только работоспособное состояние в течение и после хранения и /или транспортирования.

[Надежность систем энергетики [1], пункт 2.5]

 


 

А.48 срок службы: Календарная продолжительность эксплуатации объекта от ее начала с учетом возобновления эксплуатации после ремонтов до наступления предельного состояния этого объекта.

[Надежность систем энергетики [1], пункт 6.8]

 


 

А.49 структурная надежность: Составляющая надежности объекта, обусловленная его структурой.

[Надежность систем энергетики [1], пункт 2.11]

 


 

А.50 управляемость: Свойство объекта обеспечивать безотказность и восстанавливаемость средствами управления.

[Надежность систем энергетики [1], пункт 2.6]

 


 

А.51 установленная мощность: Сумма номинальных мощностей рассматриваемой совокупности элементов объекта.

[Надежность систем энергетики [1], пункт 1.4]

 


 

А.52 частично работоспособное состояние: Работоспособное состояние объекта, при котором он способен выполнять часть заданных функций в полном или частичном объеме или все заданные функции, но при этом хотя бы одну из них в частичном объеме.

[Надежность систем энергетики [1], пункт 3.3]

 


 

А.53 энергетическая безопасность: состояние защищенности граждан, общества, государства, экономики от угроз дефицита в обеспечении их потребностей в энергии экономически доступными энергетическими ресурсами приемлемого качества, от угроз наруше-

ний бесперебойности энергоснабжения.

 


 

Примечание – Состояние защищенности – состояние, соответствующее в нормальных условиях обеспечению в полном объеме обоснованных потребностей (спроса) и энергии; в экстремальных условиях – гарантированному обеспечению минимально необходимого объема потребностей.

[Энергетическая безопасность [2], раздел I.I, пункт 5]

 


 

А.54 экономическая безопасность: Состояние защищенности важнейших экономических интересов личности, общества и государства, состоящих в обеспечении устойчивого и эффективного функционирования экономики в режиме расширенного воспроизводства, создающего предпосылки для поддержания и повышения уровня жизни граждан, обеспечения достаточного оборонного потенциала; и определяемых этими важнейшими интересами коренных национальных интересов в производственно-экономической, финансовой, внешнеэкономической, технологической, энергетической, продовольственной и других субэкономических сферах.

А.55 Пояснение к термину «Надежность»

Надежность снабжения потребителей определяется надежностью функционирования ЕСГ в целом (обеспеченностью добычи, стабильностью поставок по системам магистрального транспорта и распределения газа, наличием, расположением и производственными мощностями ПХГ). Нарушения снабжения потребителей имеют место при переходе системы из полностью работоспособного состояния в состояние неработоспособное или частично работоспособное, а также при нарушении условий функционирования (например, при недопоставках газа из источников, являющихся внешними к рассматриваемой системе или объекту газоснабжения). Событие, являющееся причиной выхода системы из полностью работоспособного состояния или понижения уровня работоспособности, трактуется как отказ работоспособности. Отказы работоспособности являются следствием отказов оборудования (см. ГОСТ 27.002).

Отказы, аварии, аварийные ситуации являются источниками опасности для людей, окружающей среды, материальных ценностей. Задача снижения меры опасности – риска – относится к области промышленной безопасности опасных производственных объектов, в том числе, систем и объектов газоснабжения. Безопасность объектов системы газоснабжения определяется собственно состоянием системы и ее взаимодействием с внешней средой. Меры по повышению безопасности заключаются в заблаговременном устранении или снижении негативных эффектов потенциальных источников опасности, способствуя одновременно повышению стабильности поставок газа. Таким образом, повышение безопасности подсистем и объектов ЕСГ связано с повышением безотказности, то есть непосредственно влияет на надежность.

А.56 Пояснение к термину «Безопасность»

Безопасность трактуется не только как свойство технической системы, но и в более общем смысле. Безопасность – состояние защищенности жизненно важных интересов личности, общества и государства от внутренних и внешних угроз (Федеральный закон «О безопасности» [7]). Жизненно важные интересы – совокупность потребностей, удовлетворение которых надежно обеспечивает существование и возможность прогрессивного развития личности, общества и государства. Угрозы безопасности – совокупность условий и факторов, создающих опасность жизненно важным интересам личности, общества и государства.

Среди угроз безопасности многие лежат в сфере топливно-энергетического комплекса. Они объединяются понятием энергетической безопасности. Под энергетической безопасностью понимается состояние защищенности граждан, общества, государства, экономики от угроз дефицита в обеспечении их потребностей в энергии экономически доступными энергетическими ресурсами приемлемого качества, от угроз нарушений бесперебойности энергоснабжения.

Основными угрозами энергетической безопасности являются: напряженность энергетического баланса, дефицит поставок энергоносителей, нарушения и перебои топливои энергоснабжения, низкая эффективность использования энергоносителей, ослабление энергетической независимости страны, неприемлемо низкий уровень самообеспечения территорий топливом и энергией, неприемлемо низкий уровень диверсификации энергоносителей, экономическая недоступность энергоресурсов.

ЕСГ как основной поставщик первичных энергоресурсов внутренним потребителям играет ключевую роль в энергетической безопасности страны и несет ответственность за ее обеспечение. Подготовка решений о сооружении МГ или их крупномасштабной реконструкции должна сопровождаться анализом влияния планируемых мероприятий на энергетическую безопасность страны. Проведение мероприятий по обеспечению надежности ЕСГ и ее объектов способствует повышению уровня энергетической безопасности страны. В то же время системные мероприятия, осуществляемые в целях обеспечения энергетической безопасности страны, способствуют повышению надежности снабжения потребителей ЕСГ.

Проведение мероприятий по обеспечению энергетической безопасности регионов способствует повышению надежности обеспечения потребителей соответствующих регионов.

Приложение Б

(рекомендуемое)


 

Критерии выбора оптимального варианта проектируемого магистрального газопровода


 

image

Б.1 Для сопоставления эффективности инвестиционных проектов «Методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов» [3] рекомендован критерий чистый дисконтированный доход (ЧДД) – накопленный дисконтированный эффект за расчетный период (другие названия – интегральный эффект, Net Present Value, NPV). Величина ЧДД рассчитывается по общей формуле, учитывающей влияние инфляции доходов и издержек:

image

(Б.1)

image


 

где – номер года расчетного периода;

– последний год расчетного периода;

R(t) – номинальная выручка t-го года в денежном выражении (без учета инфляции, то есть в ценах базового периода);

C(t) – годовые интегральные затраты (исключая капитальные) в денежном выражении (в ценах базового периода);

it – темпы инфляции доходов года t;

– ставка налогообложения прибыли; image – темпы инфляции издержек года t;

(t) – коэффициент дисконтирования для года t;

LT – ликвидационная стоимость основных средств на конец расчетного периода;

K(t) – капиталовложения в год tK0 K(0) – начальные капиталовложения;

a(t) – амортизационные отчисления в год t.

Учет неравноценности разновременных денежных платежей (поступлений) в формуле (Б.1) осуществляется с помощью дисконтирования. Дисконтирование обеспечивает приведение будущих поступлений и платежей к текущему моменту времени и осуществляется путем умножения элементов денежного потока на шаге на коэффициент дисконтирования (t), определенный по формуле:

(t) = (1 + e)t= 1, 2,..., T. (Б.2)

Норма дисконта е отражает минимальный (безрисковый) уровень доходности вложенных средств, ниже которого эти инвестиции нецелесообразны.

image

Если задан вариант развития, т.е. поставки газа – вектор image image image, капитальные и эксплуатационные издержки по годам за период T, ценовые, налоговые и инфляционные показатели, то ЧДД (Б.1) дает экономическую оценку этого варианта.

Б.2 Методы оценки экономической эффективности, рекомендованные в «Методических рекомендациях по оценке эффективности инвестиционных проектов» [3], применимы лишь к проектам создания или развития предприятий с замкнутым циклом «производство – сбыт». Они не учитывают следующие особенности систем газоснабжения:

  • решения по реализации проектов создания новых и реконструкции действующих объектов принимаются в рамках разработки генеральной схемы развития ЕСГ, которая обеспечивает согласованное развитие мощностей одновременно многих объектов в подсистемах добычи, транспорта, хранения и распределения газа;

  • в системе газоснабжения производственные функции отделены от сбыта, который осуществляется специальными организациями. Предприятия добычи, транспорта, распределения и хранения газа, связанные взаимными поставками газа, не осуществляют продаж газа потребителям;

  • производительность каждого объекта (а следовательно, и доля выручки от продаж газа, приходящаяся на этот объект) зависит от состояния всей системы, то есть от спроса и мощностей других объектов, связанных с данным;

  • эффекты от реализации инвестиционных проектов, то есть доходы от продаж газа, включая поставки его на экспорт, возникают как результат управления функционированием всей системы. Экономический эффект от реализации инвестиционных проектов определяется только для стратегии развития ЕСГ в целом и не распределяется по отдельным объектам.

Рекомендуемые в «Методических рекомендациях по оценке эффективности инвестиционных проектов» [3] методы в чистом виде применимы для региональных систем газоснабжения, т.е. изолированных от ЕСГ и осуществляющих все производственные и сбытовые функции в рамках одного предприятия. Методика оценки экономической эффективности проектов по развитию мощностей ЕСГ нуждается в специальной проработке.

По указанным причинам ЧДД неудобен, поскольку требует определения эффектов от внедрения данного инвестиционного проекта, то есть доходов, приходящихся на данный объект в каждый плановый период времени.

Б.3 В этих условиях основным экономическим критерием выбора технических решений для проектируемого газопровода становится минимум суммарных дисконтированных ка-

питальных и эксплуатационных затрат, который соответствует критерию ЧДД при фиксированных значениях эффектов. Его значение определяется упрощенной формулой (влияние инфляции, налогов и ликвидационной стоимости объекта игнорируется):

image

image (Б.3)

В некоторых условиях для предварительных оценок можно пользоваться более простым критерием приведенных затрат. Если все капиталовложения вносятся единовременно (K(0) = K0K(t) = 0, > 0), ежегодные издержки постоянны (C(t) = Э), а норма дисконта не зависит от времени, то критерий минимума дисконтированных затрат переходит в критерий приведенных затрат

image

image

image (Б.4)

image

image

где image

Если производственная мощность проектируемого объекта фиксирована, то от выбора технических решений зависят только величины капитальных вложений и эксплуатационных затрат. В этих условиях проектные решения, выбираемые по критерию (Б.3), обеспечивают оптимальное значение критерия (Б.1).

Б.4 Если величины R(t) при = 0,1,…,заданы, то согласно «Методическим рекомендациям по оценке эффективности инвестиционных проектов» [3] следует определить значения критериев ЧДД (см. пункт Б.1), а также ВНД (другие названия – внутренняя норма дисконта, внутренняя норма рентабельности, Internal Rate of Return, IRR), накопленного чистого дохода, индекса доходности и срока окупаемости.

Чтобы определить ВНД, будем рассматривать зависимость ЧДД от (постоянной) нормы дисконта е. ВНД определяется как решение относительно е следующего уравнения (без учета индексов инфляции)

image

image

image

image

ЧДД (е) = 0, или image (Б.5)

где H(t) – сумма налоговых вычетов.

ВНД измеряется в долях единицы (или в процентах) и является согласно определению нормой дисконта, при которой дисконтированная стоимость чистых поступлений от реализации проекта равна дисконтированной стоимости инвестиций. Чем больше положительная разность между ВНД и нормой дисконта, тем лучше окупаемость проекта (меньше риск его нерентабельности).

Если внутренняя норма доходности оказывается выше установленного порогового уровня, то реализация инвестиционного проекта считается коммерчески рациональной, иначе нерациональной.

Б.5 Накопленный чистый доход вычисляется по формуле (Б.1), если положить e(t) = 0. Накопленный чистый доход может существенно отличаться от ЧДД в нефтегазовых проектах, так как они рассчитаны на большой срок жизни T.

Б.6 Индекс доходности (ИД) определяется как отношение дисконтированного дохода к дисконтированным капиталовложениям:

image (Б.6)

image

Б.7 Срок окупаемости TOK капиталовложений в проект (при заданной норме дисконта) равен минимальному временному интервалу, после которого величина накопленного ЧДД становится и в дальнейшем остается неотрицательной. TOKопределяется как решение уравнения:

(Б.7)


 

Срок окупаемости служит дополнительным критерием отбора инвестиционных проектов. В том случае, когда сравнение по критериям ЧДД и ИД не позволяет выбрать решение однозначно, лучшим решением должно считаться то, которое обеспечивает меньший срок окупаемости капиталовложений.

Б.8 Перечисленные в Б.1–Б.7 показатели могут использоваться лишь как критерии сравнительной эффективности различных вариантов проекта. Они пригодны для отбора наилучшего варианта при одинаковых значениях доходов от реализации газа.

Оценка абсолютной эффективности проекта МГ, входящего в ЕСГ, как правило, невозможна. Экономические эффекты, которые обеспечивает такой газопровод, достигаются в результате работы всей системы в целом, то есть зависят от сочетания решений по развитию и эксплуатации многих объектов системы в динамике.

Поэтому для оптимизации технологической схемы проектируемого газопровода следует пользоваться критерием минимума суммарных дисконтированных затрат (капиталовложений и эксплуатационных затрат).

В процессе экономического анализа рекомендуется проводить исследование чувствительности решений к изменению исходной информации.

Б.9 Оптимальные технологические решения определяются из условия экстремума критерия с ограничениями технического, технологического, экономического, экологического и прочего характера.

Технологические ограничения обуславливаются:

  • взаимосвязями режимных параметров по собственно проектируемому МГ;

  • взаимосвязями режимных параметров проектируемого объекта с другими объектами ГТС;

  • взаимосвязями режимных параметров проектируемого объекта с режимными параметрами объектов добычи (газовыми промыслами, месторождениями, газодобывающими районами – группами месторождений) и ПХГ;

  • взаимосвязями со спросом (или обусловленными заранее лимитами) внутренних потребителей и экспортными поставками.

Приложение В

(справочное)


 

Краткие сведения об экспертном логическом анализе


 

В.1 При принятии ответственных решений приходится сталкиваться с наличием многих (в том числе противоречащих один другому) критериев и отсутствием объективных измерителей. Критерии должны отражать интересы участников проекта, риски, связанные с его реализацией, факторы неопределенности: цены, объемы спроса, стоимость оборудования и СМР, технический ресурс действующего оборудования и т.п.

Стратегии разработки и реализации крупных проектов представляют собой сочетание весьма разнородных решений (технологических, строительных, финансовых, экономических, организационных), которые основываются в большей степени на представлениях экспертов об условиях функционирования объектов в отдаленном будущем, чем на объективной количественной информации.

В основе ЭЛА лежит метод анализа иерархий. Процесс принятия решений в ЭЛА представляется в виде иерархии, которая изображается графом связей между элементами уровней. Уровнями иерархии могут служить:

  • акторы (участники процесса, действующие силы, организации, коллективы, поведение и предпочтения которых могут воздействовать на результаты);

  • цели или критерии, определяющие действия акторов;

  • возможные действия акторов в долгосрочном (стратегии) и краткосрочном (политики) плане;

  • альтернативные варианты решений, сценарии прогнозируемого или желаемого будущего, варианты проектов, программ и т.п.

Пример иерархии приведен на рисунке В.1

Входной информацией служат матрицы парных сравнений приоритетов (предпочтений) элементов нижнего уровня с точки зрения элементов верхнего уровня.

Последовательное вычисление приоритетов элементов от верхних уровней к нижним позволяет численно оценить влияние всех включенных в иерархию элементов (акторов, стратегий, сценариев, действий) на возможные исходы.

Сравнивая полученные приоритеты для элементов последнего уровня, можно установить соотношения значимости этих элементов с точки зрения эксперта, выраженной в сово-

купности его суждений. Если задача состоит в выборе одного из альтернативных решений, то предпочтение следует отдать варианту с наибольшим приоритетом.

В.2 В методе анализа иерархий сопоставление суждений рекомендуется проводить по девятибалльной шкале в соответствии с таблицей В.1.

Таблица В.1 – Шкала для сопоставления суждений


 

Оценка

Смысл оценки

Пояснения

1

Одинаковая значимость

Два суждения (действия) вносят одинаковый вклад в результат

3

Слабое преобладание

Легкое предпочтение отдается первому действию

5

Существенное преобладание

Сильное предпочтение отдается первому действию

7

Очевидное или очень сильное преобладание

Превосходство первого действия с высокой вероятностью

9

Абсолютное доминирование

Несомненное превосходство

2,4,6,8

Промежуточные значения преобладания

Ситуация требует компромисса в оценках


 

image


 

Рисунок В.1 – Иерархия для обработки суждений экспертов о приоритетах рассматриваемых вариантов проектных решений


 

В.3 Экспертный логический анализ дает рекомендации по подготовке, проведению и обработке результатов экспертизы, позволяет более глубоко изучить проблему и дает дополнительную информацию для принятия ответственных решений.

В процессе подготовки ЭЛА требуется проработать и обосновать:

  • состав экспертной группы;

  • логическую схему анализа;

  • процедуру экспертного опроса.

Экспертную группу следует комплектовать из высококвалифицированных специалистов разных профилей так, чтобы был охвачен весь спектр факторов, имеющих существенное значение по экспертируемой проблеме. Состав экспертной группы следует утверждать официально в установленном порядке.

В.4 Разработка логической схемы является этапом работы, который не может проводиться стандартными методами и должен максимально учитывать специфику проблемы. Разработку логической схемы целесообразно поручать специалистам, профессионально владеющим экспертируемой проблемой и информационными технологиями.

Экспертам должны быть предоставлены возможности глубоко изучить проблему. Рекомендуемый порядок организации экспертного опроса включает следующие этапы:

  • первоначальное обсуждение логической схемы анализа;

  • проведение предварительной экспертизы и обработка экспертных суждений;

  • коллективное обсуждение результатов предварительной экспертизы, на основании чего возможна корректировка логической схемы анализа и/или суждений экспертов;

  • повторное проведение экспертизы и обработка экспертных суждений.

Последний этап может быть повторен один или несколько раз. В процессе проведения экспертизы может быть востребована дополнительная информация, возникнуть необходимость привлечения новых специалистов в состав экспертной группы и т.д.

В.5 Для анализа крупномасштабных проблем целесообразно экспертной группе придавать статус постоянно действующей, предусматривая периодическое повторение экспертиз по мере появления новой и уточнения имеющейся информации.

В.6 ЭЛА имеет следующие достоинства:

  • широта охвата проблемы, выражающаяся в сопоставлении альтернативных вариантов на многокритериальной основе, в использовании всей имеющейся информации для принятия решений, включая информацию качественного характера;

  • оперативность – собственно экспертный опрос занимает немного времени у специалистов, обработка результатов производится незамедлительно;

  • объективность – мнение экспертов при их желании не оглашается, в случае необходимости эксперты, высказавшие маргинальное мнение, имеют возможность подробно его аргументировать в процессе коллективных обсуждений;

  • преемственность – при необходимости экспертиза повторяется, что позволяет экспертам скорректировать свои суждения с учетом вновь появившейся информации;

  • адаптивность – в процессе проведения экспертизы легко модифицируется как логическая схема анализа, так и состав экспертной группы;

  • организационная системность – возможность включения в состав экспертных групп специалистов разных профилей, представителей разных организаций (в том числе, конкурирующих), а также независимых экспертов;

  • доступность – для проведения экспертизы требуется минимальная подготовка экспертов, результаты анализа легко интерпретируются.

В.7 Иллюстративный пример применения ЭЛА: сопоставление альтернативных технологий транспорта газа для проектируемого МГ.

Логическая схема с тремя уровнями иерархии приведена на рисунке В.2.

На верхнем уровне иерархии указывается цель анализа, на следующем – критерии, по которым производится сопоставление альтернативных вариантов, и на нижнем уровне – сами сопоставляемые варианты.

0. Цель анализа


 

 

Сопоставление технологий транспорта газа по проектируемому газопроводу

 


 

1. Критерии оценки

 
             

Стоимость проекта

   

Безотказность и безопасность

   

Привлекательность для инвесторов

 
           
 

Экономические риски

   


 

Долговечность

   


 

Реализуемость

 
   
       

2. Варианты проектов (технологии)

 
       

Вариант 1 Технология транспорта с рабочим давлением

7,4 МПа

 

Вариант 2 Технология транспорта с рабочим давлением

9,8 МПа

 

Вариант 3 Технология транспорта с рабочим давлением

11,8 МПа


 

image

image

Рисунок В.2 – Логическая схема анализа для сопоставления технологий транспорта газа при проектировании газопровода


 

Сопоставляемыми вариантами являются различные технологии, характеризующиеся определенным рабочим давлением в трубопроводе. Рассматриваются технологии с рабочим давлением 7,4 МПа, 9,8 МПа, 11,8 МПа соответственно. Уровень рабочего давления опреде-

ляет возможность различных схемно-параметрических и конструкционных решений: по диаметрам и толщине стенки труб, расстановке КС, типоразмерам ГПА. На рассматриваемом, предварительном этапе анализа, предполагается, что для каждой технологии проведены оптимизационные расчеты с использованием имеющейся информации и по их результатам получены стоимостные оценки вариантов проекта.

Критерий стоимость не может считаться единственным, так как информация о ценах на оборудование на момент закупок, затратах на строительство и ценах на транспортируемое сырье за срок жизни проектируемого объекта не является достоверной.

Наряду со стоимостью в примере вводится еще пять критериев. Критерий экономические риски призван учесть возможные отклонения реальных ценовых показателей от прогнозируемых.

Критерий безотказность и безопасность призван учесть возможные отказы, их длительность, потенциальные жертвы среди персонала и населения, влияние на природную среду и некоторые другие аспекты, в частности энергетическую безопасность страны.

Критерий долговечность характеризует срок жизни проектируемого объекта. Целесообразность его введения так же, как и предыдущего критерия, определяется малым опытом строительства и эксплуатации отечественных МГ на рабочее давление свыше 7,4 МПа.

Введение критерия привлекательность для инвесторов может оказаться целесообразным, если есть основания считать, что привлечение инвестиций к одному из рассматриваемых вариантов может быть осуществлено легче, чем к другим.

Критерий реализуемость призван отразить разную меру обстоятельств, потенциально осложняющих строительство газопровода из-за различия в весе трубопроводной секции и др. причин (возможность доставки, наличие соответствующих по производственным характеристикам марок трубоукладчиков, сварочных агрегатов и другого оборудования и т.д.).

Каждый эксперт должен определить ранги (значимость) критериев и сопоставить проекты по каждому из критериев.

Экспертные суждения обрабатываются с помощью компьютерной программы. Основной результат обработки – рейтинги каждого из сопоставляемых вариантов. Сумма рейтингов равна 100. Если, например, варианты получили рейтинги 20, 50, 30, то это означает, что эксперты предпочли технологию 9,8 МПа, «отдав за нее 50 % голосов».

Приложение Г

(рекомендуемое)


 

Определение пропускной способности и производительности газопроводов


 

Г.1 В настоящем приложении развиваются положения СТО Газпром 2-3.5-051, повторены формулировки норматива с некоторыми дополнениями, позволяющими уточнить трактовки положений СТО.

Согласно СТО Газпром 2-3.5-051 пропускной способностью газопровода (участка газопровода) q, млн м3/сут, называется количество газа, которое может быть передано по газопроводу при стационарном режиме, максимальном использовании располагаемой мощности ГПА и заданных расчетных параметрах: граничных условиях в начале и в конце газопровода, рабочем давлении по трассе, гидравлической эффективности, температуре окружающего воздуха и грунта, температуре охлаждения газа и т.п.

Производительностью магистрального газопровода Qn (млрд м3/год, млрд м3/кварт., млрд м3/мес.) называется количество газа при 293,15 К и 0,1013 МПа, транспортируемого по газопроводу за расчетный период (год, квартал, месяц).

Производительность магистрального газопровода Qn в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051 вычисляется по формуле:

image (Г.1)

где Qn – производительность за расчетный период, состоящий из расчетных интервалов;

qi – средняя пропускная способность в интервале i, млн м3/сут;

i – продолжительность этого интервала, сут;

Ки – коэффициент использования пропускной способности.

Г.2 Различают средние пропускные способности рассматриваемых расчетных периодов (год, квартал, месяц или др.). Пропускная способность для каждого из расчетных периодов определяется на основе гидравлических расчетов при средних для периода заданных расчетных параметрах.

При расчете годовой производительности:

  • либо = 4, а qi – средние значения пропускных способностей по кварталам (тогда

    1 = 90, 2 = 92, 3 = 91, 4 = 92);

  • либо = 12, а qi – средние значения пропускных способностей по месяцам (тогда

1 = 31, 2 = 28,..., 12 = 31).

При расчете квартальной производительности = 3, а qi – средние значения пропускных способностей по месяцам квартала.

При расчете месячной производительности = 1, а qi – среднее значение пропускной способности за месяц.

Средние значения пропускной способности по кварталам и месяцам года различаются из-за изменения в годовом цикле:

  • температуры окружающей среды (влияние на температуру газового потока);

  • температурного режима газового потока (влияние на обобщенное сопротивление линейного участка);

  • температуры атмосферного воздуха (влияние на располагаемую мощность ГТУ и режимы работы АВО и СОГ).

На средние значения пропускной способности по кварталам и месяцам года в рассматриваемом диапазоне (месяц, квартал) оказывают также влияние периоды отбора, закачки газа в ПХГ и вывод ПХГ в нейтральный сезон.

Коэффициент использования пропускной способности Ки вводится, прежде всего, для учета неполной загрузки газопровода в течение года.

Г.3 При расчетах пропускной способности в процессе проектирования принимается, что все объекты газопровода находятся в номинальном состоянии: гидравлическая эффективность участков в соответствии с нормативами, термодинамические характеристики силового оборудования в соответствии с паспортными данными, профилактические ремонты, если и проводятся, то не являются причиной ограничений.

Максимально возможная подача газа image (млрд м3) за расчетный период (месяц, квартал, год) определяется формулой:

image (Г.2)

где qi – среднее значение пропускной способности за период i;

image – количество газа, которое может быть подано по газопроводу с учетом отклонения условий функционирования от номинальных.

Коэффициент Kpo опущен в формуле (Г.2), и его следует трактовать как резерв производственной мощности, который используется лишь в экстремальных ситуациях.

Производительность в отличие от image зависит не только от технических решений по газопроводу, но и от технических решений по ПХГ. Наряду с ПХГ могут использоваться и другие средства долговременного хранения газа.

Г.4 Согласно СТО Газпром 2-3.5051 коэффициент использования пропускной способности Kи определяется по формуле

Ки Кро·Кэт ·Кнд. (Г.3)


 

Коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжения потребителей Кро отражает необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения дополнительных поставок газа потребителям в периоды повышенного спроса на газ. Повышенный спрос на газ может быть обусловлен похолоданиями в течение отопительного сезона (понижением температуры атмосферного воздуха относительно среднемесячных многолетних значений), а также возможным опережением потребности народного хозяйства в газе по сравнению с прогнозом. Коэффициент расчетной обеспеченности характеризует величину резерва производственной мощности газопровода.

Коэффициент экстремальных температур Кэт вводится для учета несоответствия расчетных условий реальным условиям эксплуатации газопровода. Коэффициент отражает эффект «узкого места». «Узкое место» возникает, например:

  • из-за разных отклонений температуры наружного воздуха в различных пунктах трассы от среднемноголетних (для данного времени года) значений;

  • из-за отклонений технологического оборудования от нормативного состояния хотя бы на одном из объектов (КС, линейных участков) МГ.

Коэффициент надежности газопровода Кнд учитывает необходимость компенсации снижения производительности газопровода из-за вынужденных простоев и ремонтно-технического обслуживания.

СТО Газпром 2-3.5-051 рекомендует полагать Кро = 0,98 для базовых и распределительных газопроводов и Кро = 1 для маневренных газопроводов; Кэт = 0,98 для газопроводов протяженностью более 1000 км и Кэт = 1 для газопроводов менее 1000 км; величину Кнд предлагается определять по таблице Г.1 в зависимости от числа ниток и протяженности газопровода.


 

Таблица Г.1 – Оценочные коэффициенты надежности газопроводов


 


 

Длина газопровода, км


 

Газопроводы, Кнд

Двухниточные системы газопроводов, Кнд

Три и более нитки,

Кнд

500

0,99

0,99

0,99

1000

0,98

0,98

0,99

1500

0,97

0,98

0,99

2000

0,96

0,97

0,98

2500

0,95

0,97

0,98

3000

0,94

0,96

0,97

В СТО Газпром 2-3.5-051 предусматривается возможность при необходимости определять Кнд на базе специальных расчетов. Решение вопроса о допустимости использования значений коэффициента надежности из указанной таблицы дается в подразделе 6.4.

Согласно СТО Газпром 2-3.5-051 пропускную способность распределительных газопроводов qc, млн м3/сут, определяют для периода максимальной подачи газа:

image

image (Г.4)

где Qmах – среднее суточное количество газа при 293,15 К и 0,1013 МПа, поступающего в газопровод за период максимальной подачи газа.

Г.5 При определении резервов производственной мощности проектируемого газопровода существенную роль играет его положение в ЕСГ и дислокация системных резервов. Из системных резервов на резерв производственной мощности значительно влияют ПХГ.

При создании запасов газа в районе потребления резерв производственной мощности на случай экстремальных условий, обеспечиваемый коэффициентом Кро, следует сокращать или не предусматривать вовсе в зависимости от спроса потребителей и производственной мощности ПХГ. В процессе оперативного управления ЕСГ регулирование подачи в экстремальных ситуациях осуществляется не только форсированием режимов газотранспортных магистралей, но и увеличением отборов из ПХГ и лимитированием потребления.

В зависимости от производственной мощности и расположения ПХГ пропускная способность газопровода может использоваться не полностью: либо в летний период, либо в зимний. Первый случай реализуется, когда пропускная способность в летний период превышает спрос потребителей и необходимые объемы закачки в ПХГ. Второй случай имеет место, когда объемы закачки в ПХГ велики и газопровод в летний период загружен полностью.

При расчете резервов производственной мощности проектируемого газопровода следует принимать во внимание его режимно-технологическое взаимодействие с другими газопроводами, учитывая их конфигурацию, многониточность, наличие участков с различным рабочим давлением, возможность попутных поступлений или отборов газа (в том числе, от ПХГ), наличие закольцованных участков и т.д. Участки, направление и величина потока газа по которым связаны с режимом работы ПХГ, следует рассчитывать для каждого из периодов (месяц, квартал) его работы (закачка, отбор, нейтральный режим).

Г.6 Основные технологические параметры ПХГ определяются во взаимосвязи с требуемыми поставками потребителям и производственными мощностями ГТС.

Требуемые поставки по месяцам года обозначим Qпот, i, для отопительного периода =

image

= 1,..., m, для летнего + 1,...,12, планируемые объемы отбора газа из ПХГ image (= 1,..., m), планируемые объемы закачки – , возможные поставки по ГТС image .

В зимний период отборы из ПХГ определяются из условия:


 

(Г.5)


 

image

Помимо (Г.5) необходимо, чтобы обеспечивалось среднее значение пропускной способности в расчетные периоды при максимальном спросе.

Объемы закачки по месяцам летнего периода должны удовлетворять условиям:


 

image (Г.6)

Кроме того, производственные мощности ПХГ (КС и нагнетательные скважины) должны обеспечить соответствующие объемы закачки газа в ПХГ.

image

Баланс отборов и закачек удовлетворяет соотношению:


 


 

image

где – коэффициент потерь.

(Г.7)


 

Как правило, следует стремиться к тому, чтобы доля общего потребления, покрывае-

мая в отопительный период ПХГ image была как можно выше (поскольку затраты на создание дополнительных мощностей для добычи и транспорта газа обычно существенно выше соответствующих затрат в ПХГ).

Г.7 Для магистральных распределительных газопроводов характерно значительное изменение расхода вдоль трассы из-за отборов крупных потребителей. В магистральные распределительные газопроводы газ может подаваться из нескольких пунктов. При этом направление потока на некоторых участках магистральных распределительных газопроводов может меняться в течение срока службы и при сезонном регулировании.

Магистральные распределительные газопроводы могут работать в режимах, близких к режимам газопроводов-отводов.

В соответствии с СТО Газпром 2-3.5-051 расчет магистрального распределительного газопровода проводится по среднесуточному количеству газа, поступающему в газопровод в период максимальной подачи газа, а выбор параметров не зависит от ЕСГ и распределительных систем газоснабжения. В то же время газопроводы-отводы проектируются по максимальным часовым расходам газа, чтобы стабильно обеспечивать спрос потребителей, несмотря на его изменение в течение суток.

Решения по магистральным распределительным газопроводам, рассчитанные по суточным расходам, будут стыковаться с решениями по газопроводам-отводам, рассчитанным по максимальным числовым расходам, если аккумулирующая емкость газопровода-отвода может погасить неравномерность потребления в суточном разрезе. Аккумулирующая способ-

ность газопровода-отвода зависит от его диаметра, длины, давления газа на входе, которое определяется режимами загрузки магистрального распределительного газопровода и других объектов ГТС. Таким образом, для состыковки режимов магистрального распределительного газопровода и газопроводов-отводов следует проводить специальное исследование.

Учет технологических связей с газопроводами-отводами и распределительными сетями газоснабжения предполагает увязку технологических параметров газопровода-отвода с параметрами проектируемого магистрального распределительного газопровода и обеспечение снабжения потребителей в суточном разрезе.

Исходными данными для выбора технологических параметров магистрального распределительного газопровода служат значения подачи и отбора газа за каждый из интервалов расчетного периода во всех точках сочленения проектируемого газопровода с ЕСГ и газопроводами-отводами, давление газа во всех точках подачи (источниках). Расходы газа (подача и отбор) задаются по максимальным суточным значениям. Если известен временной интервал с наиболее напряженным режимом, технологические параметры магистрального распределительного газопровода выбираются по условию снабжения потребителей на этом интервале.

Расчет проектируемого магистрального распределительного газопровода производится совместно с газопроводами-отводами по среднему суточному количеству газа, поступающему в газопровод за период максимальной подачи газа. Для расчета линейных участков рекомендуется использовать стационарную квазиизотермическую модель или стационарную неизотермическую модель ii (пункт 5.2.6).

Выбранные технологические решения следует проверить на возможность удовлетворения спроса потребителей (планируемой подачи) в суточном разрезе (на максимальное часовое потребление). При этом для имитации режимов линейного участка газопровода рекомендуется использовать модель нестационарного течения iii (пункт 5.2.6). В случае, если аккумулирующей способности труб недостаточно для покрытия заданных графиков суточного потребления, решение изменяется в сторону увеличения диаметров (следовательно, также и аккумулирующей способности системы).

Интегральные показатели потенциально возможной и планируемой загрузки и резервов производственной мощности магистрального распределительного газопровода вычисляются для окончательного варианта, удовлетворяющего условиям по обеспечению графиков суточного потребления.

В случае существенных притоков и отборов по трассе магистрального распределительного газопровода газопровод разбивается на части точками сочленения с другими объектами

ГТС, в частности, с газопроводами-отводами и пунктами присоединения крупных потребителей. На каждой части (= 1,...,J) расход газа в каждом из интервалов (= 1,...,n) расчетного периода не меняется.

Агрегированные показатели загрузки вычисляются индивидуально для каждой части.

Величина определяется по формуле:


 


 

image

image

этj


 

image

ндj


 

image

image

image

image

ij i

(Г.8)


 

Степень загрузки магистрального распределительного газопровода характеризуется коэффициентом использования мощностей, который вычисляется по формуле

image

image (Г.9)

Величины средней пропускной способности j-й части qij рассчитываются в зависимости от заданных значений давления в точках притока. Поскольку qij в разные интервалы расчетного периода могут иметь противоположные направления, в формулы (Г.8), (Г.9) входят их модули. Величины xij определяются из условий баланса по заданным притокам и отборам для каждого периода i.

Коэффициент использования мощностей является величиной, рассчитываемой при проектировании, значения коэффициента для магистральных распределительных газопроводов могут быть значительно меньше, чем для газопроводов базовых.

Г.8 Системные аспекты выбора основных технических решений при проектировании газопроводов-отводов и распределительных сетей газоснабжения.

К газопроводам-отводам относятся газопроводы, предназначенные для подачи газа от распределительных или магистральных газопроводов до ГРС городов, населенных пунктов или отдельных потребителей.

Пропускную способность отвода следует рассчитывать по суммарному спросу потребителей, подключаемых к отводу (планируемой подаче). Состав подключаемых потребителей определяется в соответствии с генеральными схемами газификации регионов.

Спрос на газ наиболее массовыми потребителями: коммунально-бытовыми и населением – определяется нормативным методом. Для каждой категории потребителей рекомендованы методы оценки годовых объемов потребления и расчетных максимальных часовых нагрузок СП 42-101-2003 [8], СНиП 41-01-2003 [9]. Нормативный метод дополняется и уточняется статистическим методом СНиП 23-01-99 [10], который позволяет более адекватно учесть климатические условия региона, изменение спроса в зависимости от изменения уровня доходов и условий жизни населения, конъюнктурные факторы, определяющие региональные особенности в потреблении газа. Оценка потребления абонентов, которые переводятся с

другого вида топлива, производится, как правило, по их фактическому потреблению с учетом модернизации топливоиспользующего оборудования.

Оценка спроса на газ строится в рамках топливно-энергетического баланса региона. При этом определяется рациональное соотношение между различными энергоносителями, учитываются местные ресурсы газа и других видов топлива, рассматриваются возможности использования газа как химического сырья. Газификация территории и населенных пунктов должна быть ориентирована на современные типы газоиспользующего оборудования и предусматривать рациональную структуру энергоснабжения, сочетающую непосредственное применение газа с получением электроэнергии и тепла.

Выбор расчетных нагрузок оказывает решающее значение на технологические параметры и надежность функционирования региональных систем газоснабжения. Нагрузки определяются с учетом перспективы экономического развития газифицированной территории или населенного пункта, экономических, социально-политических и региональных факторов.

Расчеты основных технологических параметров газопроводов-отводов дифференцируются в зависимости от их длины, объемов потребления, графика неравномерности потребления в суточном разрезе.

Расчетный часовой расход газа image, нм3/ч, при 0 °С и давлении газа 0,1 МПа (нормальные кубометры) следует определять как долю годового расхода по формуле

image (Г.10)

где image – коэффициент суточной неравномерности; image – коэффициент сезонной неравномерности;

Qn – годовой расход газа, млн м3/год, при 20 °С и давлении газа 0,1 МПа (стандартные кубометры).

Коэффициент суточной неравномерности вычисляется по формуле image =

= 24·10–3 image/qср.янв.,

где qср.янв. – среднесуточный расход газа в наиболее холодный месяц года, тыс. м3/сут.

Коэффициент сезонной неравномерности вычисляется по формуле Ксез.н. qср.янв./qср.год, где qср.год – среднесуточный расход газа за год, тыс. м3/сут.

Коэффициенты суточной и сезонной неравномерности определяются при подготовке данных по спросу на газ.

image

image

В качестве ориентировочных допускается использование значений коэффициента часового максимума image (коэффициент перехода от годового расхода к максимальному часовому расходу газа), приведенных в СП 42-101-2003 [8]. Коэффициент часового максимума выражается через коэффициенты суточной и сезонной неравномерности формулой

Для отводов протяженностью в несколько десятков или сотен километров технологические решения следует выбирать по среднесуточному расходу газа в наиболее холодный месяц года qср.янв., тыс. м3/сут. Решения должны быть согласованы с режимами территориальной или региональной ГТС, включая объекты хранения газа и распределительные сети газоснабжения.

Выбранное техническое решение (диаметр газопровода-отвода) должно быть проверено путем имитации режимов газотранспортной и газораспределительной систем.

На выбор технических решений может оказать влияние учет эффекта нестационарности течения, то есть сглаживание неравномерности потребления в суточном разрезе за счет аккумулирующей способности трубопровода. Для отслеживания этого эффекта следует пользоваться моделью нестационарного неизотермического течения газа (см. модель iii, пункт 5.2.6).

Г.9 Режимы функционирования протяженных газопроводов-отводов в значительной мере определяются изменением количества аккумулированного в трубе газа. Возрастание давления на входе в ГРС и, следовательно, количества аккумулированного газа при спадах потребления дает возможность резко увеличить подачу при повышении спроса и достичь часового максимума, превышающего расчетный часовой максимум. Фактическое значение достижимого часового максимума зависит от структуры газопровода и графика потребления в суточном разрезе.

Стационарная модель течения газа дает завышенное значение диаметра газопроводаотвода. Степень превышения оказывается тем существеннее, чем больше отношение количества аккумулированного газа к среднему часовому потреблению.

Обоснованный выбор основных технологических параметров газопровода-отвода требует проведения специального исследования, для чего рекомендуется модель нестационарного неизотермического течения (модель iii, пункт 5.2.6). Исследование влияния нестационарности течения целесообразно проводить, если запас газа в трубе в расчетном режиме превышает расчетную подачу потребителю за 1 ч и коэффициент суточной неравномерности потребления превышает 30 %.

Приложение Д

(рекомендуемое)


 

Показатели надежности магистральных газопроводов, их элементов и объектов.

Показатели надежности снабжения потребителей. Показатели риска


 

Д. 1 Показатели надежности характеризуют степень выполнения системой (объектом) своих функций. Для расчета показателей надежности формируются расчетная схема и модель. ЕСГ, ее подсистемы и объекты (МГ, КС, газовые промыслы и др.) являются сложными техническими системами. Расчет показателей их надежности производится с помощью моделей. Основой модели является расчетная схема. Объект разбивается на элементы, а расчетная схема отражает соединение элементов. Разбиение системы на элементы зависит от целей анализа, полноты и достоверности исходной информации. Элемент – это неделимая компонента модели (расчетной схемы), показатели надежности которой должны быть известны и служить исходными данными для оценки показателей надежности объекта. Элементами могут быть объекты системы, единица оборудования, устройство, совокупность устройств.

Для расчета (оценки) показателей надежности объектов используются математические модели. Моделью называется расчетная схема системы и последовательность операций (алгоритм) для расчета требуемых показателей. Реализацией модели является, как правило, компьютерная программа. Расчетная схема служит средством, промежуточным этапом для построения модели. Элементы расчетной схемы для объектов МГ не обязаны совпадать с элементами более крупномасштабных моделей, например моделей самого газопровода. Элементами модели могут быть объекты системы, единица оборудования, устройство, совокупность устройств (например, секция трубопровода, ГПА, АВО, КЦ, КС и т.д.).

Элементы газопровода и его объектов при отказе восстанавливаются или заменяются. В моделях газопровода в качестве элементов обычно выступают ГПА и секции трубопровода. Секцией называется часть трубопровода, которая может перекрываться с обоих концов запорными элементами. Секция трубопровода может быть в двух состояниях: работоспособном и неработоспособном. Секция, перешедшая в неработоспособное состояние, восстанавливается (ремонтируется).

Агрегат может быть в следующих состояниях: работоспособном под нагрузкой, работоспособном в ненагруженном резерве, аварийного ремонта, планово-предупредительного ремонта.

Показатели, приведенные в формулах (Д.1)–(Д.3), (Д.5)–(Д.10), могут использоваться для характеристики любого элемента.

Д.2 Для характеристики безотказности элемента используются следующие показа-

тели.


 

Д.2.1 Вероятность безотказной работы:


 

R(t) = P{  t} = 1–F(t), F(t) = P{  t}, (Д.1)

где  – случайная величина – время нормального функционирования элемента (наработка); F(t) – функция распределения – временная переменная;

P{·} – вероятность события в фигурных скобках.

image

Д.2.2 Среднее время безотказной работы, или средняя наработка:


 


 

где М – символ математического ожидания.

(Д.2)

image

image

image

Д.2.3 Параметр потока отказов (t) – плотность вероятности возникновения отказов восстанавливаемого элемента:


 

image (Д.3)

Согласно ГОСТ 27.002 параметр потока отказов – отношение среднего числа отказов восстанавливаемого элемента за произвольно малую его наработку к значению этой наработки*).

Для промежутка времени, когда параметр потока отказов можно считать постоянным

(t) =  = const,

R(t) = e(Д.3а)

Д.2.4 Для характеристики безотказности линейных (протяженных) объектов (линейной части трубопроводов) вводится удельный (на единицу длины) параметр потока отказов . Удельный параметр потока отказов  измеряется средним числом отказов на 1000 км в год (отк./1000 км·год).

image

Параметр потока отказов  трубопроводной секции длиной выражается через удельный параметр потока отказов (x)


 

где – протяженность (длина) трубопроводной секции.

(Д.4)


 

image

*) В отраслевых документах и изданиях вместо термина «параметр потока отказов» используют термин

«средняя частота отказов» или «частота отказов», что согласно ГОСТ 27.002-89 недопустимо.

Если (x) =  = const, то


 

Примечания


 

  L. (Д.4а)

  1. Параметр  иногда называют также частотой отказов (что недопустимо согласно ГОСТ 27.002-89) или интенсивностью отказов. Интенсивность отказов является показателем надежности близким по смыслу к параметру потока отказов, но применяется к невосстанавливаемым элементам.

  2. Из Сборника рекомендуемых терминов «Надежность систем энергетики» [1]. Интенсивность отказов. Параметр потока отказов

Согласно определению интенсивность отказов:


 

image

где image – случайный интервал времени или наработка до первого отказа, image – условная вероятность отказа на интервале (tΔt) при условии, что до момента времени отказа не было. Приближенно image есть условная вероятность отказа за малый промежуток времени непосредственно после t, определяемая в предположении, что до момента t отказа не было.

Параметр потока отказов


 

image


 

где image image есть безусловная вероятность отказа (не обязательно первого) на интервале времени (tΔt).

При экспоненциальном законе распределения времени до отказа F(t) = 1 – et(t) =  =

 = const.

Д.2.5 Для характеристики ремонтопригодности элемента используются следующие показатели.

Вероятность восстановления за время (путем ремонта)

Rв(t) = P{  t} = 1 – Fв(t), (Д.5)

где  – время восстановления (случайная величина); Fв(t) = P{ t} – функция распределения .

Среднее время восстановления

image (Д.6)

Д.2.6 В качестве показателей надежности используются также квантили распределения случайных величин  и . Гамма-квантилью (-квантилью) с.в.  называется величина t, удовлетворяющая условию

P{ t} = . (Д.7)

То есть гамма-квантиль t – момент времени, причем вероятность того, что наработка

 будет меньше t, равна . Аналогичным образом вводится квантиль для времени восстановления .

image

Д.2.7 Коэффициентом готовности элемента, который может находиться только в двух состояниях – полной работоспособности и отказа (например, секция трубопровода), – называется вероятность того, что элемент окажется работоспособным в произвольно взятый момент времени t:

(Д.8)


 

где kk – k-й после начального момента цикл – промежуток работоспособности и следующий за ним промежуток восстановления.

Важное практическое применение имеет стационарный коэффициент готовности image Стационарный коэффициент готовности равен

image (Д.9)

Коэффициент является комплексным показателем надежности объекта, характеризующим его безотказность и ремонтопригодность.

Д.2.8 Каждый элемент или объект имеет конечный срок службы , который является случайной величиной. Долговечность элемента характеризуется следующими показателями:

средний срок службы


 

tcp M (Д.10)

где  – срок службы – календарная продолжительность эксплуатации элемента от начала эксплуатации до наступления предельного состояния;

гамма-процентный срок службы t, то есть -квантиль распределения случайной величины :

P{ t} = . (Д.7')


 

Д. 3 Показатели надежности ГПА.

Д. 3.1 ГПА может находиться в 4-х состояниях: работоспособном под нагрузкой, работоспособном в резерве, аварийном ремонте, предупредительном ремонте. Показателями надежности ГПА служат доли времени пребывания ГПА в каждом из этих состояний

T/Tк, (Д.11)

kрез Tрез/Tк, (Д.12)

kв Tвп/Tк, (Д.13)

kпр Tпр/Tк, (Д.14)

Здесь Tк – календарная длительность периода;

– среднее время, которое ГПА проводит под нагрузкой за период Tк;

Tрез – среднее время пребывания ГПА в резерве за период Tк;

Tвп – среднее время вынужденного простоя (аварийного ремонта) ГПА за период TкTпр –среднее время предупредительного ремонта ГПА за период Tк

Тк Т Трез Твп Тпр. (Д.15) Показатель (Д.11) называется согласно сборнику рекомендуемых терминов [1] коэф-

фициентом технического использования Кти.

Показателями безотказности и ремонтопригодности ГПА являются также: коэффициент оперативной готовности*)

image

image (Д.16)

коэффициент готовности (ГОСТ 27.002)


 

Кг = (Т Трез)/(Т Трез Твп). (Д.17) Д.3.3 Долговечность ГПА характеризуется по сроку службы показателями (Д.10) и (Д.7 )

и теми же показателями по наработке. Техническим ресурсом называется наработка от на-

чала эксплуатации элемента (объекта) или ее возобновления до наступления предельного состояния элемента (объекта). Аналогично показателям (Д.10), (Д.7') вводятся также показатели долговечности для определения среднего ресурса (математического ожидания ресурса) и гамма-процентного ресурса.

Д.3.4 Вспомогательным показателем, характеризующим надежность ГПА, является среднее число пусков nпуск одного ГПА за единицу времени (в расчетный период Т – год, квартал, месяц).

Д. 4 Показатели надежности газопровода.

Д.4.1 Комплексным показателем надежности МГ является коэффициент надежности

image

image

image (Д.18)

где – пропускная способность – производственная мощность – газопровода (случайная величина), q0 – номинальная пропускная способность. Мощность зависит только от состояний элементов газопровода, которые изменяются случайным образом во времени. F(u) = P{u} – функция распределения с.в. q.


 


 

image

*) В отраслевой статистике коэффициентом технического использования принято называть величину Кти Т/(Т Тв Тпр), а коэффициентом готовности – величину К Т/(Т Твп). В термин «коэффициент оперативной готовности» (к.о.г.) ГОСТ 27.002-89 и терминологический сборник [1] вкладывают другое содержание. Однако к.о.г., определенный в соответствии с ГОСТ 27.002-89 и [1], не подходит для характеристикинадежности ГПА. Величинак.о.г., определеннаяформулой(Д.16), оцениваетвероятность того, что в произвольный момент времени ГПА готов к работе.

Номинальная пропускная способность обеспечивается в тех случаях, если:

  • все элементы находятся в работоспособном состоянии или

  • благодаря имеющимся резервам отказы элементов не влияют на реализацию объектом его функций, то есть не изменяют пропускную способность.

Аварии на газопроводе приводят к скачкообразному снижению его производственной мощности, а восстановление в результате ремонта – к возвращению мощности к номинальному уровню. Поэтому пропускная способность газопровода в произвольный момент времени рассматривается как дискретная случайная величина, для характеристики которой достаточно задать ряд ее распределения:

{qj} = pj, (= 0, 1,...,J) (Д.19)

Ряд распределения пропускной способности газопровода задается таблицей Д.1.


 

Таблица Д.1 – Ряд распределения пропускной способности газопровода


 

Номер состояния, j

0

1

2

...

– 1

J

Вероятность состояния, pj

p0

p1

p2

...

pJ–1

pJ

Пропускная способность, qj

q0

q1

q2

...

qJ–1

qJ


 

image

Вместо можно пользоваться более легко интерпретируемым показате-


 

лем – эквивалентным простоем Tпр.экв. за расчетный период Tк (год, квартал, месяц). Эквивалентный простой в сутках за год равен:

Тпр.экв. = 365(1 – Кнд). (Д.20)

Если Кнд = 0,98, то эквивалентный простой за год равен Тпр.экв. = 7,3 сут. Это означает, что суммарное снижение подачи за год эквивалентно 7,3 сут полного простоя объекта (при условии максимальной загрузки газопровода в течение года).

Д.4.2. Производительность МГ зависит не только от его мощности, но и от состояния мощностей других объектов системы. Коэффициент использования мощности объекта определяется как

image

image

image

(Д.21)


 

Здесь х – производительность газопровода (случайная величина), Н(u) – функция распределения с.в. х.

Средний резерв мощности газопровода определяется как M(– x).

Характеристикой напряженности режима газопровода является вероятность предельной производительности P{q0}.

Среднее время работы газопровода с максимальной загрузкой за период Tк равно

Tк ·P{q0}.

Д.5 Показатели надежности работы КЦ и КС.

Д.5.1 При обосновании надежности компрессорного цеха (компрессорной станции) в расчетную схему КЦ (КС) помимо агрегатов следует включать подсистемы и элементы, отказы которых могут существенно повлиять на функционирование рассматриваемого объекта (системы энергоснабжения, АВО, трубопроводы обвязки, перемычки, запорная арматура, устройства автоматики и др.).

Средние показатели надежности привязываются к рассматриваемому расчетному периоду. Расчетным периодом Tк могут служить год, квартал, месяц и др.

Показателями надежности КЦ являются:

  • вероятность безотказной работы за рассматриваемый период R(t) при времени t, равном расчетному периоду (формула (Д.1));

  • среднее время безотказной работы (формула (Д.2));

  • средняя рабочая мощность image и средняя включенная мощность image

    image image image image (Д.22)

    где image – среднее число работоспособных ГПА и среднее число включенных (под нагрузкой) ГПА соответственно;

    Ne – единичная мощность ГПА;

  • коэффициент готовности – вероятность того, что в произвольный момент времени цех работает в проектном режиме (с учетом изменения нагрузки в течение года),

    image (Д.23)

    где расчетный период Tк разбит на интервалов;

    image

    – среднее число включенных (под нагрузкой) ГПА в интервале i;

    image – число требующихся для обеспечения номинального режима работоспособных ГПА в интервале i;

    i – относительная в долях расчетного периода (чаще всего года) продолжительность интервала i;

  • коэффициент использования резерва

    image

    image (Д.24)

    где i имеет ту же интерпретацию, что и в формуле (Д.23);

    image – число резервных ГПА в номинальном режиме на интервале i;

    image

    – среднее число работоспособных ГПА, находящихся в резерве на интервале i.

    Д.5.2 Показателями надежности компрессорной станции, рассматриваемой как технологический объект, служат:

  • вероятность безотказной работы;

  • среднее время безотказной работы;

  • средняя рабочая мощность и средняя располагаемая мощность.

Средняя рабочая мощность и средняя располагаемая мощность определяются как сумма аналогичных показателей по всем цехам компрессорной станции.

Д. 6 Показатели надежности снабжения потребителей*)

Д.6.1 Показатели надежности снабжения потребителей получаются из распределения следующих случайных величин для каждого потребителя (I), – совокупность всех потребителей системы:

  • подача газа xi потребителю (с учетом аварийных дефицитов); функция распределения этой с.в. Fi(y) = P{xi y};

  • накопленный дефицит zi(T) за период Tк T; функция распределения этой с.в.

Фi(z,T).

Фактически распределения Fi(y) и Фi(z,T) определяются путем расчетов с помощью программных комплексов. В процессе расчетов учитываются все возможные аварийные режимы (потоки газа в системе при различных авариях на газопроводах), оказывающие влияние на результат. Величины xi и zi(T) являются дискретными, а распределение каждой из них задается рядом – совокупностью возможных значений и соответствующих им вероятностей. Ряд распределения с.в. xiимеет вид

image image (Д.25)


 

Таблица Д.2 – Ряды распределения для объема поставок и дефицита газа

image

Номер режима, 0 1 2 … – 1 S

Вероятность режима, ppp... pS–1 pS

Объем поставки газа, ...

Объем дефицита газа, qi – qi – qi – ... qi – qi 


 

Ряды распределения с.в. xiΔi представлены в таблице Д.2. Подача газа в единицу времени i-му потребителю в нормальном режиме равна xi = image. Состояния = 1, 2,…,соответствуют уровням image подачи газа в аварийных режимах. Необходимый объем поставок i-му потребителю – qi, дефицит поставок в единицу времени при s-й аварийной ситуации равен imageqi – image.


 


 

image

*) Показатели надежности снабжения потребителей не предусматриваются общетехническими стандартами по надежности. В сборнике рекомендуемых терминов [1] предлагается ряд числовых показателей, ориентированных, прежде всего, на электроэнергетическую систему.

Ряд распределения накопленного дефицита газа zi(T) у i-го потребителя за расчетный период Тк Т в результате отказов имеет вид

image

image image (Д.26)

где image – вероятность того, что накопленный за расчетный период Tк суммарный дефицит поставки газа i-му потребителю находится в интервале

Ряд распределения с.в. zi(T) задается таблицей вида Д.3.


 

Таблица Д.3 – Ряд распределения накопленного дефицита газа


 

image

Номер интервала, 0 1 2 … – 1 Вероятность дефицита, 1 ... K–1

Интервал дефицита, ...


 

Интервал image image отвечает нулевому (пренебрежимо малому) накопленному дефициту. Величина k указывает вероятность того, что суммарная недоподача газа в результате аварий за период Т составляет величину zi(T), заключенную в пределах image . Эти показатели позволяют судить о достаточности или о недостаточности резервов мощности системы для обеспечения надежности газоснабжения потребителей не только по частоте снижения подачи, но и по суммарному объему недопоставки газа в результате возможных аварий.

Накопленный дефицит целесообразно рассчитывать за зимний период и за год. Могут рассматриваться также расчетные периоды месяц, квартал и др.

Д.6.2 Распределения (Д.25), (Д.26) позволяют вычислить следующие числовые показатели надежности снабжения i-го потребителя, I:

  • вероятность покрытия нагрузки – вероятность того, что в произвольный момент времени спрос потребителя будет удовлетворен:

    image (Д.27)

    где Si0 – множество тех режимов, при которых спрос i-го потребителя удовлетворяется полностью (image= 0);

  • интегральная вероятность полного удовлетворения спроса i-го потребителя за задан-

    ный период времени:

    0(T); (Д.28)

    image

  • средний недоотпуск газа – математическое ожидание количества газа, недоотпущенного потребителю за заданный период времени:


     

    (Д.29)

  • коэффициент обеспеченности i-го потребителя газом – отношение математического ожидания количества газа, отпущенного потребителю за заданный период времени, к требуемому его количеству за заданный период времени:

    image (Д.30)

  • гамма-процентная обеспеченность i-го потребителя газом, то есть -квантиль распределения случайной величины zi:

P{zi z} =  (Д.31)

Д.7 Показатели, характеризующие работу объектов аварийного регулирования Показатель z из (Д.31), примененный к распределению подачи газа из подземного

хранилища (ПХГ) на нужды аварийного регулирования режимов, оценивает суммарный объ-

ем активного газа, который должен быть создан в ПХГ для реализации расчетных аварийных режимов.

Показатель z, примененный к использованию ресурсов резервного топлива при аварийных дефицитах, оценивает суммарный объем запаса резервного топлива, который должен быть создан у потребителя (предприятия энергетики) с двойным топливным хозяйством.

Полную характеристику работы ПХГ и второго топливного хозяйства у потребителей (как объектов, использующихся для погашения дефицитов при экстремальных понижениях температуры и аварий) дают ряды распределения:

image

image

image

(Д.32)