Анализ надёжности компрессорной станции без учёта резервного ГПА

1. Анализ надежности компрессорной станции без учета резервного ГПА.

 

Исходные  данные:

Таблицы используемых параметров отказов  λ [1/год],  время диагностики - τ[ч] при выборе варианта курсовой работы по рис. 7 "Компрессорная станция".

• вариант №4.
• Заданная величина безотказности устройства: R_зад=0,9 
• Безотказность устройства на временном интервале t=5 лет
• Исходные данные для оценки риска:

 

Инициирую- щее cобытие: попадание газа в нагнетатель ный зал PA	Наличие энерго- питания PB	Наличие газо- вого контроля  переносными газоанализато- рами Pc	Функционирова- ние с-мы автома- тики (газоанали- заторов и  дожи- гание газа) PD	Принуди- тельная вен- тиляция PE	Наличие источни- ка возго- рания PF
0,003	0,006	0.002	0.0025	0.0032	0.05

• Варианты работы компрессорной станции:

А – КС работоспособна, когда работоспособны все входящие в КС ГПА;

В – КС работоспособна, когда работоспособны одна из групп  ГПА, входящая в КС.

• Значения интенсивностей отказов

Элементы  схемы	Интенсивность отказов  [1/год ]	[ч]
K1	0,023	6,8
K2	0,016	7,9
K3	0,019	5,2
K3б	0,0423	8,5
K4	0,072	9,4
K5	0,009	5,1
K7	0,045	7,3
K7б	0,0376	2,5
K6= K6а	0,026	2,8
K6р= K6ра	0,019	7,8
K8= K8а	0,027	5,7
Х1=Х2	0,058	4,7
K20	0,023	4,2

 

 

2.Описание работы компрессорной станции.

Обвязка компрессорной станции содержит входной и выходной трубопроводы с охранными кранами А и В, кран К₂₀ для подключения и отключения КС, входной кран К₇, отключающие краны К₈, K_8а и обратные клапаны на выходе рабочих групп нагнетателей, сбросные свечи с кранами К₁₇, К₁₈, K_18a.

На некоторых КС предусматривается  регулирующий кран К_7р. Краны К₆ и К_6а предназначены для байпасирования (обхода) групп нагнетателей на период пуска и остановки ГПА, когда давление на выходе групп недостаточно для подключения ее к газопроводу. Регулируемые клапаны К_6р и К_6ра используются для частичного байпасирования (обхода) групп нагнетателей при регулировании режимов их работы. Краны К₆, К_6а, К_6р, К_6ра образуют большой или пусковой контур КС.

В цехе размещены две группы нагнетателей. Группа I включает нагнетатели 1 и 2. Группа II – нагнетатели 3 и 4. Схемы крановой обвязки неполнонапорных нагнетателей содержат отсекающий кран К₃ между входным и выходным трубопроводом нагнетателя, отключающие краны K₁ и К₂, байпасный (обходной) кран К_3б, кран К₄ байпас крана К₁ и кран свечи К₅. Кран К₃ – проходной, открыт при неработающем агрегате. Кран К₄ – загрузочный. Кран К_3б образует малый контур нагнетателя; открыт при выходе агрегата на режим холостого хода перед загрузкой или остановкой ГПА.

Перед пуском вал турбины  проворачивается с помощью турбодетандера. При пуске ГПА открываются краны К₄, К₅, и полость нагнетателя продувается газом в течение 20-40 с. После закрытия К₅ полость нагнетателя заполняется газом, и агрегат работает в холостом режиме через кран К_3б на малом контуре. Длительная работа нагнетателя с открытым краном К_3б недопустима, так как при этом газ, циркулирующий по малому контуру между входом и выходом нагнетателя, быстро нагревается. Затем открываются краны K₁и К₂, кран К₄ закрывают. Агрегат начинает работать на большой контур. По достижении необходимого давления на выходе рабочих групп нагнетатели переводятся на работу в сеть магистрального газопровода. Таким образом, газ из магистрального газопровода с давлением Р_вх через кран К₇ и установку очистки газа при закрытом кране К₂₀ поступает на две параллельные группы нагнетателей 1, 2 и 4, 5. После компримирования (технология промысловой обработки и подготовки газа (сжатие); сам процесс сжатия газа и (или) пара сопровождается повышением температуры) и охлаждения в газоохладителях X₁, Х₂ газ под давлением Р_вых через обратные клапаны и краны К₈, К_8а подается в газопровод. При остановке ГПА во избежание попадания газа в нагнетательный цех непременным условием является сброс газа из полости нагнетателя. На остановленной ГПА краны К₁, К₄ и К₂ закрыты, а краны К_3б, К₃ и К₅ открыты.(Приложение А)

 

3.Общие сведения.

Природный газ является смесью молекул углеводорода (органических соединений углерода и атомов водорода), содержащих от 1 до 60 атомов углерода. Свойства этих углеводородов зависят от количества и расположения атомов углерода и водорода в их молекулах. Стандартная, «базовая» молекула углеводорода представляет собой 1 атом углерода, связанный с четырьмя атомами водорода (метан). Углеводороды, содержащие до 4 атомов углерода, обычно являются газами. Углеводороды с 5-19 атомами углерода обычно представляют собой жидкости. А углеводороды с 20 и более атомами углерода - твердые вещества. Помимо углеводородов, сырые нефти и природные газы содержат также серу, азотные и кислородные соединения, и следы металлов и других элементов.

Считается, что  природный газ образовался миллионы лет назад из продуктов разложения растительности и морских организмов, сдавленных весом осадочных отложений. Из-за того, что  газ легче воды, он поднимается, заполняя пустоты в этих вышележащих геологических формациях. Движение вверх прекращается, когда  газ достигает плотного, вышележащего, непроницаемого слоя или непористой породы. Газ заполняет пространства в пластах пористой породы и естественные подземные резервуары, такие как насыщенные пески. Такие пространства первоначально были горизонтальными, но сдвиги земной коры образовали карманы, называемые разломами,  где газ собирается в резервуары.

            Природный газ, получаемый с  промыслов, содержит посторонние  примеси: твердые частицы (песок  и окалину),  конденсат  тяжелых   углеводородов, водяные пары и часто  сероводород,  и углекислый  газ.  Присутствие  твердых частиц в газе приводит к быстрому износу  соприкасающихся  с  газом  деталей компрессоров. Твердые частицы  засоряют  и  портят  арматуру  газопровода  и контрольно-измерительные  приборы;   скапливаясь   на   отдельных   участках газопровода, они сужают его поперечное сечение.

      Жидкие частицы,  оседая  в   пониженных  участках  трубопровода,  также

вызывают  уменьшение  площади  его  поперечного  сечения.  Они,  кроме  того, оказывают коррозирующее действие на трубопровод, арматуру и приборы.

      Влага  в  определенных  условиях  приводит  к  образованию   гидратов,

выпадающих  в газопроводе в виде твердых  кристаллов. Гидратные  пробки  могут полностью закупорить трубопровод.

      Сероводород — весьма вредная  примесь. В количествах, больших  0,01  мг на 1л воздуха рабочей зоны, он ядовит. При промышленном  использовании  газа содержащийся  в  нем  сероводород  отрицательно  сказывается   на   качестве выпускаемой продукции. В  присутствии  влаги  сероводород  вызывает  сильную коррозию металлов.

      Углекислый газ вреден главным образом  тем,  что  он  снижает  теплоту сгорания газа.

      Перед поступлением в магистральный  газопровод газ должен быть  осушен и очищен от вредных примесей. Кроме того, газ подвергают одоризации,  то  есть вводят  в  него  компоненты,  придающие  ему  резкий  и  неприятный   запах. Одоризация позволяет более быстро обнаружить утечки газа.

      Подготовка газа к транспорту  проводится  на  специальных   установках, находящихся на головных сооружениях газопровода.

4.Схема соединений по надёжности.

Модели надежности устанавливают связь между подсистемами (или элементами системы) и их влиянием на работу всей системы. Структурная схема надежности определяет функциональную взаимосвязь между работой подсистем (или элементов) в определенной последовательности. Эту схему составляют по принципу функционального назначения соответствующих подсистем (или элементов) при выполнении ими определенной части работы, выполняемой системой в целом. Техническая система может быть сконструирована таким образом, что для успешного ее функционирования необходима исправная работа всех ее элементов. В этом случае ее называют последовательной системой. Есть также системы, в которых при отказе одного элемента другой элемент способен выполнить его функции. Такую систему называют параллельной. Очень часто системы обладают свойствами как параллельных, так и последовательных систем — системы со смешанным соединением. При расчете надежности необходимо исследовать действия системы, основываясь на ее функциональной структуре и используя вероятностные соотношения. Такое исследование структуры позволяет выявить узкие места в конструкции системы с точки зрения ее надежности, а на этапе проектирования разработать конструктивные меры по устранению подобных узких мест. Например, можно заранее подсчитать, сколько резервных элементов необходимо для обеспечения заданного уровня надежности системы. Далее можно рассчитать надежность системы, построенной из элементов с известной надежностью, или наоборот, исходя из требования к надежности системы, предъявить требования к надежности элементов.

Для построения схемы соединений по надёжности нам  необходимо оценить влияние каждого  элемента на функционирование системы. Если, при неработоспособности i-го элемента, схема работоспособна, то этот элемент включён в схему параллельно, если не работоспособна – последовательно.

Схема надёжности компрессорной станции представлена на рис. 1.

Рисунок 1. Схема соединений по надёжности.

Расчёт схемы соединений по надёжности.

Всю совокупность состояний системы можно разделить на работоспособные и неработоспособные состояния. К неработоспособным состояниям системы относятся такие, которые неизбежно приводят к аварии. Неработоспособное состояние технологической системы – состояние технологической системы, при котором значение хотя бы одного параметра или показателя качества изготовляемой продукции, производительности, материальных и стоимостных затрат на изготовление продукции не соответствует требованиям, установленным в нормативно-технической или конструкторской и технологической документации. Определим надёжность системы, последовательно упрощая её (рис. 2, рис.3).

Рисунок 2.Упрощения схемы соединения.

Рисунок 3.Упрощения схемы соединения.

 

 

Вероятность появления  события определяется по формуле:

Для рассматриваемого в  курсовой работе случая, когда ,

где е - основание натурального логарифма 2,57

       λ - интенсивность  отказов

       t - временной интервал безотказности устройства

       R(t) – вероятность отказа

 

Средняя наработка на отказ при нагруженном резерве  будет:

где λ - интенсивность отказов

      n - количество скважин, которое обеспечивает работоспособность установки

      m - количество резервных скважин

       j=0,1..m

      T_о – средняя наработка на отказ, [час]

 

 

 

5.1.Расчет вероятности безотказной работы.

    Расчет вероятности отказа каждого эемента:

       

 Расчет вероятности безотказной работы системы:

           

Полученное  значение вероятности безотказной  работы больше заданного (R_зад=0,9), следовательно, нет необходимости повышать надёжность данной системы.

5.2.Расчет средней наработки на отказ.

 

  где  n – количество скважин, которое обеспечивает работоспособность установки

      m - количество резервных скважин

      T_о – средняя наработка на отказ

 

n=4

m=1

j=0,1..m

λср=( λk1+ λk2+ λk3+ λk3b+ λk4+ λk5+ λk7+ λk7b+ λk6+ λk6a+ λk6p+

+ λk6pa+ λk8+ λk8a+ λx1+ λx2+ λk20)=3,2*10^-2

T=279,76

6.Элементы анализа риска.

Рассмотренная в книге «Надежность технических  систем. Оценка показателей надежности элементов и систем» - В.Воскобоева 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.