Для увеличения выхода серы процесс проводится в соот­ветствии с двумя стадиями реакции. Сначала в печи Клауса при высокой температуре сжигается часть сероводорода с получением оксида серы. В результате очень высокой темпе­ратуры и некаталитического сжигания сероводорода с возду­хом получается непосредственно сера с выходом около 60 %. После высокотемпературного сжигания и утилизации тепло­ты продуктов сгорания устанавливаются один или несколько каталитических конвертеров Клауса (рис. 4.25), где оставший­ся сероводород взаимодействует с кислородом. Снижение температуры каталитической реакции способствует повыше­нию выхода серы. При очистке отходящих с установок Кла­уса газов возможны два варианта. В одном случае газы, отходящие с установок Клауса, подаются непосредственно в установку доочистки, в другом — они предварительно сжига­ются до превращения всех сернистых соединений в SO2 и только после этого поступают на установку доочистки.

Глава 5

ОСНОВЫ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА

Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназ­наченный для перекачки нефти и газа. Если хотят подчерк­нуть, что перекачиваются именно нефтепродукты, то упот­ребляют термин нефтепродуктопровод. В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называ­ют также бензинопроводом, керосинопроводом, мазутопроводом и т. д.

По своему назначению нефтепроводы и нефтепродуктопроводы делятся на следующие группы: внутренние — соеди­няют различные объекты и установки на промыслах, нефтепе­рерабатывающих заводах (НПЗ) и нефтебазах; местные — по сравнению с внутренними имеют большую протяженность (до нескольких десятков километров) и соединяют нефтепромыс­лы с головной станцией магистрального нефтепровода или НПЗ с пунктами налива на железной дороге или в наливные суда либо НПЗ с головной станцией нефтепродуктопровода; магистральные — характеризуются большой протяженностью (сотни и тысячи километров), поэтому перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе. Режим работы трубопроводов — непрерывный, бесперебой­ный [25, 26].

Согласно СНиП 2.05.06 — 85 магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы подразделяются на четыре класса в зависимости от условного диаметра труб (в мм).

Магистральным газопроводом принято называть трубопро­вод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления, или тру­бопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения. Ответвлением от магистрального газопровода называется тру­бопровод, присоединенный непосредственно к магистрально­му газопроводу и предназначенный для отвода части потока транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

Магистральные газопроводы в соответствии со СНиП 2.05.06 — 85 подразделяются на два класса в зависимости от рабочего давления в газопроводе:

Пропускная способность действующих однониточных ма­гистральных газопроводов зависит от диаметра трубопровода и составляет от 10 до 50 млрд м3 в год.

Прокладку трубопровода можно осуществлять как одиноч­но, так и параллельно действующим или проектируемым маги­стральным трубопроводам — в техническом коридоре. Под техническим коридором магистральных трубопроводов пони­мают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортировки нефти (нефтепродуктов, в том числе сжиженных газов) или газа (газового конденсата). В отдельных случаях допускается совме­стная прокладка в одном техническом коридоре нефтепрово­дов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов. Такие системы характерны для южных районов Тюменской области.

В состав сооружений магистральных газопроводов (рис. 5.1) входят:

линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т. д. [39]; перекачивающие и тепловые станции; конечные пункты нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, газораспределительные станции (ГРС), на которых принимают поступающий по трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.

В некоторых случаях в состав магистральных трубопрово­дов входят и подводящие трубопроводы, по которым нефть или газ от промыслов подается к головным сооружениям трубопровода.

Основным элементом магистрального трубопровода явля­ются сваренные в непрерывную нитку трубы, представляю­щие собой собственно трубопровод. Как правило, трубопро­воды прокладывают одним из следующих способов:

подземным; наземным в искусственной насыпи (на обводненных или заболоченных участках); надземным на опорах (на участках распространения многолетнемерзлых пород).

При подземном способе прокладки магистральные трубо­проводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глу­бина не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне. Для магистральных трубо­проводов применяют цельнотянутые или сварные (прямо - и спирально-шовные) трубы диаметром от 300 до 1420 мм. Тол­щина стенок труб определяется проектным давлением в тру­бопроводе, которое может достигать 10 МПа [1, 2].

На пересечениях крупных рек газопроводы (а в некото­рых случаях и нефтепроводы) утяжеляют закрепленными на трубах железобетонными грузами или сплошным бетонным покрытием и заглубляют ниже дна реки [3]. Кроме основной укладывают резервную нитку подводного перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод прокладывают в «патроне» из труб. Диа­метр патрона на 100 — 200 мм больше диметра трубопровода.

Для удовлетворения потребностей в нефтепродуктах и газе населенных пунктов, находящихся вблизи трасс нефтепрово­дов и газопроводов, от них прокладывают ответвления или отводы из труб сравнительно малого диаметра, по которым часть потока нефтепродуктов (периодически) и газа (непре­рывно) поставляется в эти населенные пункты. С интервалом 10 — 30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные краны (на газопроводах) или зад­вижки (на нефтепроводах) для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана на газопроводе устанавливают свечи для выпуска газа в атмос­феру при авариях.

Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиоре­лейная), которая имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуп­равления.

Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренаж­ной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррози­онному изоляционному покрытию трубопровода [15, 23].

На расстоянии 10 — 20 км друг от друга вдоль трассы раз­мещают усадьбы линейных обходчиков, в обязанность кото­рых входит наблюдение за исправностью своего участка тру­бопровода и устройствами электрической защиты трубопро­вода от коррозии.

На нефтепроводах перекачивающие станции располагают­ся с интервалом 100— 150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов и нефтепродуктопроводов оборудо­ваны центробежными насосами с приводом от электродвига­теля. Подача применяемых в настоящее время насосов со­ставляетм3/ч. В начале нефтепровода находится го­ловная насосная станция (НС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживает несколько про­мыслов или один промысел, рассредоточенный на большой территории. Головная насосная станция отличается от проме­жуточных тем, что на ее площадке установлен резервуарный парк объемом, равным двух-трехсуточной пропускной спо­собности нефтепровода.

Кроме основных объектов на каждой НС имеется комп­лекс вспомогательных сооружений: трансформаторная под­станция, снижающая напряжение подаваемого на линию электропередач (ЛЭП) тока от ПО или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т. п. Если длина нефтепровода превышает 800 км, то его разбивают на эксплуатационные участки длиной 400 — 600 км, в переделах которых возможна независимая работа насосно­го оборудования. Промежуточные НС на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3— 1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами. Анало­гично устроены насосные станции магистральных нефтепродуктопроводов [2].

Существуют промыслы, на которых добывается высоко­вязкая, высокозастывающая нефть. Для транспортировки та­кой нефти на трубопроводах устанавливают тепловые стан­ции. В некоторых случаях их совмещают с насосными стан­циями. Для подогрева перекачиваемого продукта применяют паровые или огневые подогреватели (печи). Для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены усиленным теплоизоляционным покрытием.

Перекачивающие станции газопроводов располагаются вдоль трассы с интервалом 100 — 200 км (в среднем — 120 км). Оборудуют компрессорные станции (КС) газопроводов пор­шневыми или центробежными компрессорами (нагнетателя­ми) с приводом от поршневых двигателей внутреннего сго­рания, газовых турбин и электродвигателей. В последнее время в качестве привода применяются авиационные или судовые турбины. Мощность одного агрегата в настоящее время достигает 25 МВт. Обычно центробежные нагнетате­ли работают группами по два или три последовательно, и несколько групп могут быть включены на параллельную работу. Подача одного агрегата может достигать 50 млн м3/ сут, а давление на выходе станции — 10 МПа. При высоком пластовом давлении в первый период эксплуатации место­рождения газопровод может работать без головной комп­рессорной станции. Когда месторождение вступает в ста­дию падающей добычи, на промысле устанавливают дожимные компрессорные станции.

На всех компрессорных станциях газ очищается в пыле­уловителях от механических примесей. Кроме того, на голов­ной станции возможны осушка газа, очистка от сероводорода и углекислого газа и одоризация газа. Компрессорные стан­ции, так же как и насосные имеют вспомогательные соору­жения: котельные, системы водоснабжения, охлаждения, энер­госнабжения, канализации и т. д.

Конечный пункт нефтепровода — либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефте­база, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу. Конечный пункт нефтепродуктопровода — резервуарный парк перевалочной или крупной распределитель­ной нефтебазы.

Магистральный газопровод подает газ к газораспредели­тельным станциям (ГРС) и контрольно-распределительным пунктам (КРП). На ГРС или КРП газ очищают от механичес­ких примесей, конденсата и влаги, замеряют проходящий объем (расход), снижают давление иодорируют, если это не было выполнено на головных сооружениях. Затем газ постав­ляют потребителям [32].

Существуют три основных вида транспорта нефти, нефте­продуктов и газа: водный, железнодорожный и трубопровод­ный. Природный газ транспортируется только по трубопро­водам. Для перевозки природного газа между континентами, разделенными морями, применяется транспорт сжиженного (с температурой около — 160 °С) природного газа в специаль­ных танкерах-метановозах [5, 7, 10]. Рассмотрим особенности каждого вида транспорта.

Водный транспорт позволяет перевозить нефть, нефтепро­дукты и сжиженные газы (природный и нефтяной) в налив­ных баржах и танкерах, а также в мелкой таре в любом количестве. Если речь идет о речном транспорте, то водный путь, как правило, длиннее трассы трубопровода или желез­нодорожного пути. В некоторых случаях это существенно удорожает транспорт. Кроме того, речной транспорт носит ярко выраженный сезонный характер. Поэтому в пунктах налива и разгрузки судов необходимо сооружать дополни­тельные емкости для накапливания нефтяных грузов на межнавигационный период или заменять водный транспорт же­лезнодорожными перевозками.

Железнодорожным транспортом можно перевозить нефтя­ные грузы всех видов, в том числе и сжиженные нефтяные газы, в цистернах, бункерах и легкой таре. Использование железнодорожного транспорта при больших установившихся нефтяных грузооборотах нецелесообразно из экономических соображений. Железная дорога — предпочтительный вид транс­порта для перевозки мелких партий нефтепродуктов (в пер­вую очередь масел, битумов). Железнодорожный транспорт хотя и не является непрерывным, но обладает меньшей сте­пенью неравномерности работы по сравнению с водным транс­портом, так как перевозки осуществляются круглый год.

Трубопроводы служат для транспортировки больших коли­честв нефти, нефтепродуктов и сжиженных нефтяных газов в одном направлении. Трубопроводный транспорт имеет сле­дующие преимущества по сравнению с другими видами транс­порта:

а) трасса трубопровода короче трасс других видов транс­порта, причем трубопровод может быть проложен между любыми двумя пунктами на суше, находящимися на любом расстоянии друг от друга;

б) трубопроводный транспорт в отличие от других видов транспорта — непрерывный, что обеспечивает ритмичную работу поставщиков и бесперебойное снабжение потребите­лей, благодаря чему отпадает необходимость создания круп­ных запасов транспортируемого продукта на концах трассы;

в) потери нефти и нефтепродуктов при трубопроводном транспорте меньше, чем при перевозках другими видами транс­порта;

г) трубопроводный транспорт наиболее механизированный и легче других поддается автоматизации.

К недостаткам трубопроводного транспорта относятся боль­шой расход металла и «жесткость» трассы перевозок, т. е. невозможность изменения направления перевозок.

Кроме основных, перечисленных выше, видов транспорта большое значение имеет автомобильный транспорт. Нефте­продукты перевозят в специальных автоцистернах или в мел­кой таре. Автотранспорт в основном используется для пере­возки нефтепродуктов от крупных нефтебаз к мелким и далее к потребителям, а также для перевозки сжиженных нефтяных газов от пунктов выработки и газонаполнительных станций к потребителям. В этом случае применяются автоцистерны и баллоны, доставляемые на бортовых автомашинах. За рубежом сжиженный природный газ перевозят в специальных криоген­ных автоцистернах от заводов сжижения или от морских пе­ревалочных баз сжиженного природного газа к так называе­мым сателлитным базам, где сжиженный газ регазифицируют и по газораспределительным сетям подают потребителям.

С возникновением новых промыслов или расширением старых, строительством нефтеперерабатывающих заводов и появлением новых районов потребления возникает необхо­димость в новых грузопотоках. Перед проектировщиками встает задача выбора наилучшего способа осуществления нового грузопотока. Таким образом, необходимо определить оптимальный способ транспортировки нефти и нефтепро­дуктов. Существует много показателей, по которым можно сравнивать разные способы транспорта: экономические, ме­таллоемкость, ритмичность работы и т. д. Выбор того или иного вида транспорта осуществляется технико-экономичес­ким сравнением вариантов. К важнейшим экономическим показателям относятся капитальные затраты и эксплуатаци­онные расходы, которые обозначим соответственно К и Э. К капитальным затратам относится стоимость оборудования, материалов, работ по сооружению объекта. В состав эксплу­атационных расходов входят отчисления на амортизацию, текущий ремонт, заработная плата, плата за электроэнер­гию, топливо, воду и т. д. Капитальные затраты считаются единовременными и измеряются: К — [руб.]. Эксплуатаци­онные расходы — текущие, распределенные во времени, единица измерения: Э — [руб/год].

Если при сравнении двух вариантов окажется, что у одного из них капитальные и эксплуатационные расходы меньше, чем у другого, т. е. если выполняется условие К1 < К2 и Э1 < Э2, то выгодность первого варианта очевидна.

Обсуждению подлежит случай, когда К1 < К2 и Э1 > Э2

Если в этом случае принять к исполнению второй вариант, то по сравнению с первым получим экономию в эксплуатаци­онных расходах Э2 — Э2

Но при этом возникнет перерасход капитальных вложений К2 – К2

Отношение перерасхода капитальных вложений к эконо­мии эксплуатационных расходов представляет собой срок оку­паемости и обозначается

Величина, обратная сроку окупаемости, называется коэф­фициентом эффективности и обозначается

Коэффициент эффективности — это экономия эксплуата­ционных расходов, приходящихся на рубль излишне вложен­ных затрат.

Второй вариант будет выгоднее первого в том случае, когда коэффициент эффективности окажется достаточно боль­шим (или срок окупаемости — достаточно малым). Вопрос о том, что значит «достаточно большой» или «достаточно ма­лый» решается сопоставлением полученных значений Еи Тс нормированным коэффициентом эфективности Ен или нор­мативным сроком окупаемости Т При этом условие пред­почтительности варианта с меньшими эксплуатационными рас­ходами может быть записано в следующем виде:

Смысл последнего выражения следующий: выгоднее тот ва­риант, у которого сумма Э + Ен К меньше. Величина Э + Ен К называется приведенными затратами и обозначается П.

Следовательно, предпочтителен вариант с меньшими при­веденными затратами. При выборе оптимального варианта должно выполняться условие П1 < П2.

Следует отметить, что при выборе оптимального варианта транспортировки нефтяных грузов расчет капитальных и эк­сплуатационных затрат ведется по укрупненным показателям, что, естественно, предполагает ограниченную точность ре­зультатов. Если получающиеся при расчетах значения приве­денных затрат по двум вариантам близки, то, пользуясь изве­стными методами математической статистики, необходимо оп­ределить доверительные интервалы, а в случае их частичного наложения друг на друга — использовать дополнительные критерии оптимальности для выбора варианта, например, ме­таллоемкость, надежность и др.

Необходимость строительства трубопроводов выявляется в процессе разработки планов развития нефтяной и газовой промышленности при переходе экономики на рыночные ме­ханизмы, а также при спросе на снабжение нефтепродукта­ми и газом промышленных и сельскохозяйственных пред­приятий и населения страны. Проектирование и строитель­ство магистральных трубопроводов производится, исходя из схем размещения и развития нефтяной и газовой промыш­ленности и трубопроводного транспорта, а также из схем размещения производительных сил по экономическим райо­нам [4]. В задании на проектировании указываются следую­щие основные данные:

назначение трубопровода;

годовая пропускная способность с разбивкой по очередям строительства;

для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов перечень нефтей и нефтепродуктов, подлежащих последовательной пере­качке, с указанием числа каждого сорта;

характеристики всех нефтей и нефтепродуктов;

направление трубопровода, т. е. указание начального, ко­нечного, а в случае необходимости промежуточных пунктов;

перечень пунктов путевого сброса или подкачки продук­тов с указанием количеств по сортам;

сроки начала и окончания строительства по очередям;

наименование проектировщика и генерального подрядчика;

сроки представления технической документации по стади­ям проектирования.

Проектирование трубопровода ведется, как правило, в две стадии: технический проект и рабочие чертежи.

На стадии технического проекта производятся все необхо­димые изыскания, принимаются все основные технические решения по проектируемым объектам, определяется общая стоимость строительства и основные технико-экономические показатели [2, 7, 13, 42].

Рабочие чертежи составляют в строгом соответствии с утвержденным техническим проектом. В них уточняются и детализируются принятые в техническом проекте решения в такой степени, чтобы по этим чертежам можно было выпол­нить соответствующие строительные и монтажные работы. Трубопроводы малой протяженности проектируют в некото­рых случаях в одну стадию — технорабочий проект. В настоящее время внедрены методы автоматизированного проекти­рования систем трубопроводного транспорта.

Изыскания выполняются на стадии технического проекта. При изысканиях собирают и уточняют исходные данные, необходимые для проектирования трубопровода, проводят со­гласования по различным вопросам строительства с органами местного самоуправления.

Изыскания по выбору трассы. Топографогеофизические изыскания. Между указанными в задании на проектирова­ние начальным и конечным пунктами можно проложить трубопровод по многим трассам, причем самой короткой будет трасса, полученная соединением начала и конца трас­сы прямой линией. Эту линию, называемую геодезической линией, можно получить пересечением земного сфероида плоскостью, проходящей через начальный и конечный пун­кты и центр Земли. Однако прокладка трубопровода по такой кратчайшей трассе не всегда осуществима, и во мно­гих случаях этот вариант оказывается невыгодным. Это объяс­няется тем, что трубопровод нельзя прокладывать через на­селенные пункты, причем нормами проектирования огова­ривается, что расстояние между крайними строениями насе­ленного пункта и нефтепроводом должно составлять не ме­нее 75 — 300 м в зависимости от класса трубопровода. Трубо­провод нецелесообразно прокладывать по болотам, вдоль ру­сел рек, через озера, если их можно обойти при небольшом удлинении трассы. Переходы крупных судоходных рек, ис­ходя из технических соображений или из условий согласо­вания с заинтересованными организациями, целесообразно осуществлять в определенных местах (например, при обходе водохранилища), что также вызывает отклонение от геоде­зической прямой. Необходимость обхода заповедников, пло­щадей горных разработок, приближение трассы к пунктам сброса или подкачки продукта, указанным в задании на проектирование, — все это вынуждает удлинять трассу по сравнению с геодезической линией.

Предварительные изыскания по выбору трассы произво­дятся в основном в камеральных условиях по картографичес­ким материалам, а также по фондовым и справочным источ­никам. При этом для камеральных исследований можно ис­пользовать топографические карты мелких, средних и круп­ных масштабов.

Большую помощь на стадии предварительных изысканий может оказать аэрофотосъемка. Особенно важна аэрофотосъ­емка при изысканиях в труднодоступной местности и в зас­троенных районах, где карты быстро устаревают и становят­ся малопригодными для трассирования и решения таких воп­росов, как обход застроенных зон, выбор разрыва между трубопроводом и железными и шоссейными дорогами, а так­же между трубопроводом и мостами. Аэрофотосъемка позво­ляет более точно и правильно намечать обходы трассой насе­ленных пунктов, озер, болот и других естественных и искус­ственных препятствий. Наиболее удобным временем для аэро­фотосъемки считают позднюю осень или раннюю весну, ког­да земля не покрыта снегом, на растениях нет листвы и влажность грунта максимальная. В это время при фотографи­ровании достигается наиболее четкое отображение земной поверхности на снимках. Ширина полосы фотографирования выбирается такой, чтобы можно было вносить коррективы в ранее намеченное направление трассы, производить проекти­рование в этой полосе притрассовых дорог, линий связи, перекачивающих станций, вторых ниток трубопровода и т. д.

По имеющейся карте можно наметить несколько вариан­тов трассы между начальным и конечным пунктами (с учетом при необходимости заданных промежуточных пунктов). Во многих случаях число возможных вариантов весьма велико, и для выбора оптимального варианта необходимо разработать надежную методику и установить критерии оптимальности, позволяющие определить направление трассы трубопровода. В некоторых случаях в качестве критериев оптимальности можно принять металловложения, надежность работы трубо­провода, время строительства и вероятность его завершения в заданный срок и др. Наиболее признанными критериями оптимальности являются экономические: приведенные затра­ты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы. Как правило, оптимальная трасса в какой-то степени должна удов­летворять нескольким критериям. В этом случае критерии оптимальности располагают в порядке убывания степени «важ­ности», определяемом в каждом конкретном случае в соот­ветствии с требованиями, предъявляемыми заказчиком. Из всех вариантов сравниваемых трасс предпочтение отдают той, у которой наилучший показатель «важности». Если значения первого показателя у двух (или более) трасс одинаковы, то выбирается тот вариант, у которого лучше второй показатель по степени «важности». Для выбора трассы широко применя­ются методы системного анализа.

Для выбора оптимальной трассы принимают сеточную схе­матизацию, позволяющую использовать ЭВМ для поиска. Для этого на подробную карту местности наносят сетку. Точки пересечения линий сетки называют узлами, а отрезок между двумя смежными узлами — дутой. Сетка может быть любой конфигурации (рис. 5.2). Ее наносят так, чтобы начало и конец трассы находились в узлах сетки. Дуги сетки соответ­ствуют участкам, по которым может проходить трасса трубо­провода. Любой путь на сетке, который может служить трас­сой или ее частью, называется допустимым путем, а все остальные пути (например, пути с самопересечениями) — недопустимыми. Задача состоит в том, чтобы на сетке между начальным и конечным пунктами трассы найти допустимый путь, являющийся оптимальным. Обычно критерий оптималь­ности — монотонная функция пути. Кроме того, многие кри­терии оптимальности аддитивны, т. е. в процессе движения по дугам от начала к концу трассы при продвижении на одну дугу показатель критерия оптимальности для этой дуги до­бавляется к ранее полученному суммарному показателю оп­тимальности для трассы, пройденной по этой дуге. К таким критериям относятся, например, капитальные и приведенные затраты, время строительства для участка, на котором ведет работы одна колонна, или для всего трубопровода при после­довательном строительстве, т. е. при строительстве от одного участка к другому. Существуют также неаддитивные крите­рии оптимальности. Примером неаддитивного критерия явля­ется вероятность завершения строительства в заданный срок. Если сроки строительства ограничены, то не имеет смысла рисковать, осуществляя строительство вдоль дут, где вслед­ствие различных препятствий вероятны большие отклонения истинных сроков строительства от ожидаемых. Тогда выражение для критерия

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19