Анализ надежности установки для низкотемпературной обработки природного газа

Анализ надежности установки  для низкотемпературной обработки природного газа

 

1. Исходные данные:

Таблицы используемых параметров X [1/год], n, m, время диагностики-x [ч] при выборе варианта курсовой работы "Схема установки для низкотемпературной обработки природного газа".

Элементы схемы №  7 

	0.005
	0.005
	0.05
	0.06
	0.04
	0.05
	0.045
	0.005
	0.005
	0.05
	0.06
	0.04
	0.05

 

- Величина безотказности устройства R_зад=0,98

- Общее число скважин N=5

- Безотказность устройства на  временном интервале t = 1 год

 

 

Основные этапы выполнения курсовой работы

 

Последовательность  выполнения курсовой работы сводится к следующему:

• Строится схема соединения по надежности
• Определяются (задаются) оценки характеристик безотказности элементов
• Формулируется понятие неработоспособного состояния системы
• Определяется характер соединений элементов по надежности.
• Отрабатываются предложения по повышению надежности до заданного значения R_зад.. 
  2. Принцип работы установки для низкотемпературной обработки природного газа

 Природный газ из скважины 1 через сепараторы 2 первой ступени и противоточные рекуперативные теплообменники 3 (прямой поток) поступает в первый коллектор 4 и затем на турбодетандер 5; где происходит основное понижение температуры газа. После турбодетандера 5 газ очищается в низкотемпературном сепараторе 7 и, пройдя распределительный коллектор 8, через управляемые краны 10, поступает на противоточные рекуперативные теплообменники 3 (обратный поток), затем через второй коллектор 9 и компрессор 13 газ поступает в выходной коллектор 12.

Изменение геометрии проточной части турбодетандера 5 с помощью привода 6 соплового  аппарата, а также перераспределение  обратных потоков газа через теплообменники 3 управляемыми кранами 10 с помощью приводов 11 позволяет обеспечить максимальную холодопроизводительность установки при обеспечении заданного расхода газа.

 

3. Общие сведения о транспорте газа

Система транспортирования и распределения  газа (рис. 1) состоит из газопромысла, где происходит добыча и первичная  обработка природного газа и магистрального газопровода, заканчивающегося крупным  газорегулирующим пунктом (КРП)

Система транспортирования и распределения  газа содержит следующие основные элементы:  ПГРС - промысловую газорегулирующую станцию; ГРС -газораспределительную  станцию; ГРП - газораспределительный  пункт; КС -компрессорную станцию, включающую в качестве основного технологического элемента, компрессорный цех с  газоперекачивающим агрегатом (ГПА); КРП -крупный газорегулирующий пункт; систему  электроснабжения.

В качестве одного из важных элементов  промысловой газорегулирующей станции (ПГРС), особенно на газоконденсатных месторождениях, входит установка для низкотемпературной обработки природного газа. Установка служит для снижения температуры природного газа с целью выделения из него газоконденсата.

На выходе узла измерения расхода  газопромысла берет начало магистральный газопровод. Для подачи газа потребителям, находящимся вдоль трассы газопровода, а также для удовлетворения собственных нужд в компрессорной станции в топливном газе сооружаются газораспределительные станции (ГРС), на них осуществляется дополнительная подготовка газа и снижение его давления до требуемого уровня. При движении газа по трубопроводу вследствие гидравлического сопротивления давление газа постепенно снижается, увеличивается его рабочий объем и, следовательно, скорость движения (рис.2). При этом растут потери энергии, расходуемой на продвижение газа по трубопроводу, сопротивление потоку газа, что приводит к ограничению пропускной способности газопровода. Магистральный газопровод разбивается на участки L=80-120км, на стыках которых сооружаются компрессорные станции, служащие для перекачки газа посредством повышения давления газа в газопроводе на 1,6-2,5 МПа, что примерно равно падению давления газа в трубопроводе при его движении по предшествующему КС участку. Вследствие этого обеспечиваются условия постоянной объемной пропускной способности газопровода.

Компрессорный цех с газоперекачивающим агрегатом (ГПА) является основным технологическим объектом КС. На КС может быть несколько компрессорных цехов с различными типами ГПА. Обычно число цехов на КС соответствует числу ниток магистральных газопроводов, которые подходят к КС. По мере прокладки новых ниток газопровода на КС предусматривается строительство новых компрессорных цехов.

Проблема повышения надежности магистральных трубопроводов, эксплуатируемых в сложных природно-климатических условиях, удаленность газопромысловых и компрессорных станций на головных участках газопроводов от развитых транспортных и энергосистем определяют особую актуальность решения проблемы обеспечения их бесперебойным электроснабжением. Структура, номенклатура электрооборудования и выбор источников электроэнергии систем электроснабжения зависят от вида ГПА, установленных на КС.

 

4.  Добыча природного газа

Природный газ содержит 90-99% углеводородов, которые состоят  преимущественно из метана (простейшего  углеводорода) вместе с небольшими количествами этана, пропана и бутана. Природный газ также содержит следы азота, водяных паров, углекислого  газа, сероводорода и случайных инертных газов, таких как аргон или  гелий. Природные газы, содержащие более 50 углеводородов с молекулами из трех и более атомов углерода, классифицируются как «тощие» газы.

В зависимости от того, как он используется в качестве топлива, природный газ  либо сжимается, либо сжижается. Природный  газ из газовых и газоконденсатных месторождений перерабатывается в  поле, для того чтобы удовлетворять  определенным транспортным критериям  перед сжатием и попаданием в  газопроводы. Такая подготовка включает в себя удаление воды при помощи сушильного оборудования (дегидраторов, сепараторов и нагревателей), удаление нефти при помощи коалесцирующих фильтров и удаление твердых веществ  при помощи фильтрации. Сероводород  и углекислый газ также удаляются  из природного газа, для того чтобы  они не разъедали трубопроводы, транспортное и компрессионное оборудование. Пропан, бутан и пентан, присутствующие в  природном газе, также удаляются  перед его передачей по трубопроводу, для того чтобы они не конденсировались и не образовывали жидкости в системе.

Природный газ транспортируется по трубопроводу от газового месторождения на установки  сжижения, где он сжимается и охлаждается  примерно до -162⁰С для производства сжиженного природного газа.

Существует  два типа скважин, через которые  добывается природный газ. Влажные  газовые скважины дают газ, который  содержит растворенные жидкости, а  сухие газовые скважины дают газ, который трудно поддается сжижению.  
 После того как природный газ извлечен из добывающей скважины, он направляется на газовые установки для переработки. Переработка газа требует знания того, как температура и давление взаимодействуют и влияют на свойства как жидкостей, так и газа. Почти все газоперерабатывающие установки перерабатывают газы, которые представляют собой смеси разных молекул углеводородов. Целью газопереработки является разделение этих газов на компоненты аналогичного состава посредством разных процессов, таких как абсорбция, разделение на фракции (фракционирование) и циклирование, для того чтобы могли транспортироваться и использоваться потребителями.

 

5. Повышение надежности резервированием

Для широкого класса структур технических  систем характерно свойство: отказ  любого элемента может привести только к ухудшению безотказности или  к отказу всей системы. Такие системы  называются системами с монотонной структурой. К таким структурам относятся, в частности, схемы вида параллельно - последовательного соединения элементов по надежности, рассматриваемые в курсовой работе.

Требования по обеспечению заданной безотказности системы R_зад не всегда могут быть реализованы методами групп 1-3, 5-6. В этом случае обеспечить заданную безотказность возможно введением структурной избыточности, или резервированием.

Сущность структурного резервирования заключается в том, что к основному элементу (т.е. минимально необходимому для выполнения заданных функций) присоединяют один или несколько дополнительных (резервных) элементов, предназначенных для обеспечения работоспособности объекта в случае отказа основного элемента. Один из видов резервирования является резервирование замещением.

Резервирование замещением характеризуется  тем, что резервные элементы подключаются последовательно по мере отказа основного. В общем случае наличие переключающего устройства приводит к ситуации, когда должна учитываться безотказность собственно такого устройства. Для упрощения вычислений будем предполагать, что надежность переключающего устройства идеальна.

Введем следующие обозначения: F(t)- функция распределения времени до отказа; R_m(t)- вероятность безотказной работы системы с кратностью т-1; R(t,τ) - вероятность безотказной работы одного резервного элемента в течение времени (t-τ) при условии, что до момента τ он был работоспособен; fm(τ) - плотность распределения времени до отказа системы с кратностью резервирования т-1.

При нагруженном  резерве вероятность отказа любого из резервных элементов не зависит от момента отказа основного или любого другого резервного элемента, т.е. F(t, τ)=F(t), Тогда

 

Применяя последовательно эту формулу для вычисления F_m(t), F_m-1(t) и т.д., получим:

 

или

 

Полученные рекуррентные формулы  позволяют вычислить основные количественные характеристики надежности при любых законах распределения наработки до отказа. Так, безотказность работы системы, состоящей из n основных и m резервных идентичных элементов, при произвольной наработке на отказ может быть представлена в следующем виде:

 

где m - количество резервных элементов,

n - количество основных элементов.

 

Средняя наработка на отказ при  этом будет:

 

В случае ненагруженного резерва отказ резервного элемента до момента τ произойти не может, поэтому

R(t,τ)=R(t-τ), F(t,τ)= F(t-τ),

и аналогичные рекуррентные выражения  принимают вид:

 

 

Безотказность   работы   системы,   состоящей   из   n   основных   и   m ненагруженных идентичных резервных элементов, при экспоненциальной наработке на отказ может быть представлена в следующем виде:

 

где m - количество резервных элементов;

п - количество основных элементов.

Средняя наработка на отказ системой Т_с при этом будет:

 

где Т_о - средняя наработка на отказ одного элемента.

 

6. Основные формулы, используемые  в данной курсовой

Вероятность отказа P(t):

,

где λ - интенсивность отказов,

      t - безотказность устройства на временном интервале.

Вероятность безотказной  работы:

R(t) = 1 – P(t)

Средняя наработка на отказ:

,

где  j = 0… m.

m - количество резервных элементов,

n - количество основных элементов,

Расчет  надежности объектов, элементы которых  соединены на рисунке 5 (последовательно) производится по формуле:

,

где Р(t) – вероятность отказа объекта за наработку t;

P₁(t), P₂(t);…; P_n(t) – вероятность отказа за наработку t соответственно 1,2,…,n-го элементов составляющих объект.

Расчет  надежности объектов, соединенных на рисунке 5 (параллельно, когда элементы объекта работают в одном режиме) производится по формуле:

,

где Q(t) – вероятность одновременного отказа всех элементов, которая по теореме умножения вероятностей независимых событий равна произведению вероятностей этих событий, т.е. Q(t) = q₁(t)q₂(t);…;q_n(t).( Методические указания. Надежность технических систем. Варнаков В.В., Карпенко М.А., Дежаткин М.Е., Еремеев А.Н.) 
7.  Анализ риска

Схема вычисления вероятностей состояний системы может использоваться не только для оценки показателей безотказности, но и для расчета иных, связанных с выбранными состояниями величин. Распространенным вариантом является оценка характеристик, связанных с риском. К таким характеристикам относятся вероятности состояний, в которых поведение системы приводит к нежелательным для потребителя последствиям, таким, как аварии, катастрофы и пр. Таким образом, в данном рассмотрении риск интерпретируется как  возможность появления нежелательных последствий при функционировании системы.

Изучение  риска проводится в три стадии:

1. Предварительный анализ опасности.

Целью первой стадии анализа риска является определение  системы и выявление в общих чертах потенциальных опасностей. Средствами к достижению понимания опасностей в системе являются инженерный анализ и детальное рассмотрение окружающей среды, процесса работы и самого оборудования.

На первой стадии производится:

1. Выявление источников опасности (Например, возможны ли отключения электроэнергии, принудительной вентиляции, прекращение функционирования системы автоматики, наличия источников возгорания, взрывы, пожары и т.д.);
2. Определение частей системы (подсистем), которых могут вызвать эти опасные ситуации (энергетические установки, турбодетандеры, приводы, сепараторы, коллекторы и др.).