XVIII Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2026

Введение.

Глобальная неопределенность начала ХХI в. области энергоресурсов приводит к тому, что природный газ играет все большую роль мировом энергетическом балансе. Это способствует диверсификации энергоснабжения повышает энергетическую независимость отдельных регионов. Замена других ископаемых видов топлива на природный газ может привести снижению выбросов парниковых газов общему оздоровлению экологии планеты.

По данным Международного Энергетического Агентства (IEA), человечество ежегодно потребляет свыше 3 трлн м³ газа, спрос на него может вырасти до 4,5 трлн м³ к 2035 г. В то же время мировая добыча природного газа возрастет от 3,3 трлн 2010 г. до 5,1 трлн м³ к 2035 г.

Доказанные мировые запасы газа 2010 г. оценивались:

- по традиционным источникам - 404 трлн м³;

- по попутному газу - 84 трлн м³;

- по сланцевому газу - 204 трлн м³;

- по угольному метану - 118 трлн м³.

Это говорит том, что, несмотря на возрастающие мировые потребности, разведанные и разрабатываемые газовые месторождения способны удовлетворить спрос на природный газ на многие десятилетия вперед. При этом ключевым регионом добычи природного газа ближайшей перспективе станет Восточная Европа-Евразия (включая Россию район Каспия). Добыча газа только России за четверть века вырастет на 220 млрд м³ за счет запасов полуострова Ямал, Штокмановского месторождения и месторождений Восточной Сибири.

Однако, локализация месторождений газа часто не совпадает ведущими рынками его потребления. Страны, имеющие большие запасы газа низкий внутренний спрос, нацелены на монетизацию своих газовых ресурсов. тех случаях, когда строительство трубопровода от поставщика потребителю является экономически (а то и политически) невыгодным, сжижение природного газа становится одним из путей достижения поставленной цели. Обеспечение энергетической безопасности В условиях, когда поставки российского трубопроводного газа в Европу фактически прекратились, СПГ стал главным инструментом замещения и балансировки европейского газового рынка. В 2025 году ЕС активно наращивает его импорт для пополнения подземных хранилищ.

В основе мировой индустрии сжиженного природного газа лежит производственно-сбытовая цепь (TheLNGValueChain), схема которой представлена на рисунке 1.

Каждый из элементов схемы имеет свой собственный набор технологических задач, но все они объединены единое целое: ни один из элементов цепи не может из нее выпасть, не нарушая жизнеспособности других элементов.

Важная роль производственно-сбытовой цепи СПГ принадлежит производству сжиженного газа. настоящее время мире построено 30 крупнотоннажных заводов СПГ, производящих 304,5 млн продукта год осуществляющих экспортные поставки газопотребляющие регионы. стадии строительства находятся еще 9 крупных проектов: Австралии, Алжире, Анголе, Индонезии, Папуа-Новая Гвинея. 2015 г. производство СПГ мире должно возрасти до 363,6 млн т. в год.

Рисунок - 1. Схема производственно-сбытовой цепи.

Экологичность СПГ считается более чистым топливом по сравнению с углем или нефтепродуктами. При его сгорании выделяется меньше CO₂ и практически нет сажи. Это делает его востребованным как моторное топливо для транспорта (особенно для судов и грузовиков) и как переходное топливо на пути к низкоуглеродной энергетике [1].

1. Производство сжиженного природного газа.

Сжиженный природный газ (СПГ) — это природный газ, главным компонентом которого является метан, преобразованный в жидкую форму посредством охлаждения до низких температур. Температура превращения газа в жидкость при нормальном атмосферном давлении равна около минус 161,5 градусов Цельсия. Процесс сжижения уменьшает объем газа приблизительно в шестьсот раз. СПГ представляет собой безвредную жидкость с высоким уровнем удельной теплоты горения.

Перед производством СПГ из состава газа удаляется этан, пропан, бутаны и прочие тяжелые углеводороды, производится очистка от углекислого газа и сероводорода, затем газ обезвоживается. Остающийся газообразный метан может содержать небольшие примеси этана (до 3-4%), пропана (около 2-3%), бутана (до 2%) и азота (до 1,5%). Охладив такую смесь до температуры примерно минус 160°C при слегка повышенном давлении (точка кипения чистого метана при обычном давлении составляет минус 161,5°C), газ становится жидкостью.

На территории России работают комплексы по производству СПГ (КСПГ), использующие разные технологии, среди которых выделяются установки высокого давления с компрессорами и холодильными машинами, среднего давления с турбодетандерами и полный цикл сжижения с замкнутым азотно-холодильным контуром.

Учитывая специфику российского газового транспорта, особенно наличие больших перепадов давления на газораспределительных станциях, целесообразным считается размещение комплексов КСПГ именно на ГРС, работающих по среднему давлению с турбодетандерными агрегатами.

Газ подается на КСПГ через трубопровод высокого давления, расположенный до узла снижения давления. Осуществляется точный учет количества газа, проходящего через установку, его очистка от механических частиц и отделение влаги. Затем газ направляется в блок подготовки, где удаляются вода, двуокись углерода и другие нежелательные компоненты перед поступлением в основное производственное оборудование.

Очищенный газ последовательно охлаждается в теплообменных аппаратах криогенного блока, дросселируется и направляется в сепаратор, где происходит разделение полученной парожидкостной смеси. Часть природного газа пропускается через детандерные агрегаты, где газ совершает работу на лопатках турбины, которая может быть использована для генерации электроэнергии на собственные нужды; при расширении газ охлаждается, и его холод рекуперируется в блоке сжижения. Произведенный СПГ отводится на хранение либо отгрузку потребителю, а неожиженная часть потока газа возвращается в газопровод низкого давления [2].

Рисунок 2 – Блок-схема КСПГ.

2. Идеальные процессы сжижения газов.

Сжижение газа — это процесс преобразования газа в жидкое состояние путем охлаждения до температуры ниже критической и последующей конденсации с отведением тепла. Это позволяет существенно уменьшить объем газа и облегчить его транспортировку и хранение. Например, природный газ при сжижении уменьшается в объеме примерно в 600 раз.

Теоретически существуют два способа сжижения газа при минимальных энергозатратах. Первый способ - изобарный процесс. В этом случае необходим внешний источник охлаждения. Сначала газ охлаждают внешним источником охлаждения до температуры начала конденсации, затем конденсируют его, отнимая теплоту конденсации помощью того же внешнего источника. На графике координатах T-S процессу охлаждения газа до начала конденсации соответствует изобара 1-2, конденсации газа - изотерма 2-f (сплошные стрелки). При охлаждении единицы массы газа от него отнимается теплота:

,

где и – соответственно энтальпии газа точках 1 и 2. При конденсации газа от него отнимается теплота конденсации:

,

где и – соответственно энтальпии газа точках 1 и 2.

Рисунок 3 – Процесс сжижения газа.

При втором способе сжижения газ переводят в жидкое состояние с помощью процессов сжатия и расширения, совершаемых самим газом. Газ первоначально сжимают компрессоре при постоянной температуре Т = Т₀, а затем изотермически расширяют до полной конденсации. Линия 1-3 на рис. 3 соответствует изотермическому сжатию газа от давления р₁, до давления р_3, а линия 3-f - изоэнтропическому расширению газа (S = const) (пунктирные стрелки).

Минимальная работа (l_min), необходимая для сжижения газа, будет определяться разностью работ, затраченных при изотермическом сжатии газа компрессоре (l_K) и произведенной расширяющимся газом при изоэнтропийном процессе расширения в детандере (l_Д):

,

При изотермическом сжатии газа работа компрессора определяется следующим выражением:

,

Удельная работа, совершаемая при изоэнтропийном расширении газа в детандере, составит

,

При условии равенства энтропий в точках 3 и f получаем окончательное выражение для минимальной удельной работы:

,

Хотя реализовать идеальный цикл сжижения газа на практике нереально, его сравнение с действительными циклами помогает определить уровень совершенства существующих процессов. Величина минимальной работы идеального цикла для чистого метана, составляет:

.

В действительности процессы сжижения газов менее эффективны по сравнению с идеальным циклом из-за неизбежных потерь энергии, возникающих в дросселях, сопротивления потоков в трубах и теплообменниках, а также различия теплоёмкости сжатого и расширенного рабочего агента в теплообменных системах.

3. Парокомпрессионный холодильный цикл.

В реальных процессах сжижения газов охлаждение веществ происходит в холодильных установках, в которых применяются парокомпрессионные холодильные циклы. В каждом холодильном цикле используется один из известных способов получения низких температур – изоэнтальпический (дросселирование) или изоэнтропический (расширение в детандере).

Основное назначение холодильных установок – поддерживать температуру в системе ниже температуры окружающей среды. Тогда с помощью этих установок можно охлаждать другие вещества также ниже температуры окружающей среды.

Работа парокомпрессионного холодильного цикла основана на следующих термодинамических принципах:

1. При сжатии в компрессоре температура газа возрастает. Если от сжатого газа отвести тепло компримирования, его можно привести к таким термодинамическим условиям, что газ начнет конденсироваться при температуре окружающей среды (повышение давления газа приводит к росту температуры кипения-конденсации). Последующий отвод скрытой теплоты конденсации от потока газа при тех же температуре и давлении приведет к полному переходу газа в жидкое состояние.

2. Если адиабатически снизить давление жидкости, она начнет испаряться. Это приводит к охлаждению жидкости, так как она теряет часть внутренней энергии, необходимой для перехода жидкости в газ. В парокомпрессионной холодильной системе комбинация вышеупомянутых принципов создает такие условия, когда окружающая среда при одной и той же температуре может обеспечить как подвод тепла к системе, так и отвод тепла от нее.

Парокомпрессионная система должна включать в себя:

а) ступень компримирования для сжатия газа;

б) холодильник-конденсатор для отнятия от сжатого газа тепла компримирования и последующей конденсации газа;

в) расширительное устройство для сброса давления в жидкости, вызывающего ее испарение;

г) теплообменный аппарат, в котором охлажденная жидкость забирает тепло от другого потока газа или жидкости, снижая его температуру. Это тепло расходуется на испарение холодной жидкости, так что на выходе из теплообменника получаем уже не жидкость, а газ.

Полностью испарившийся поток газа снова подается на линию всасывания компрессора, и процесс повторяется. Циркулирующее в замкнутом контуре вещество, циклически меняющее свое агрегатное состояние (газ-жидкость), называется рабочим телом холодильного цикла, или хладагентом.

Рисунок 4 - Принципиальная схема простого дроссельного цикла

Газообразный хладагент, адиабатически сжатый в компрессоре, последовательно охлаждается в холодильнике компрессора (5-6) и переходит в жидкую фазу в конденсаторе (6-1) с отводом тепла в окружающую среду. Хладагент должен выйти из конденсатора в состоянии насыщенной или слегка переохлажденной (на 10-15°С) жидкости. Далее жидкость из конденсатора (1) поступает в аккумуляторную емкость, а из емкости направляется на дроссель (клапан Джоуля-Томсона). Насыщенная жидкость (2) расширяется изоэнтальпически, и ее температура снижается. При этом образуется некоторое количество пара. После дросселя хладагент в парожидкостном состоянии (3) подается в теплообменник-испаритель, где его температура должна быть на 3-6°С ниже требуемой температуры охлаждения природного газа. Хладагент при этом испаряется. Состояние хладагента в т.(4) – это насыщенный пар при давлении и температуре испарителя. Превратившись снова в газ, хладагент подается для сжатия в компрессор, где переходит в состояние перегретого пара (5).

Холодопроизводительностью цикла QC называют количество теплоты, которая отводится от охлаждаемого потока при помощи данного холодильного цикла при температуре ниже температуры окружающей среды. Иногда в расчетах пользуются удельной холодопроизводительностью, т.е. отношением холодопроизводительности Q_C (кДж) к массе циркулирующего хладагента F (кг):

,

Для простого дроссельного цикла холодопроизводительность определяется нагрузкой на испаритель:

,

где H₄ – энтальпия паровой фазы хладагента в точке 4, кДж/кг, h₃ – энтальпия жидкой фазы хладагента в точке 3, кДж/кг (рисунок 4).

Если расход хладагента не известен, то холодопроизводительность можно рассчитать из теплового баланса испарителя при известном расходе охлаждаемого газа G и заданном перепаде температур этого газа в испарителе [3]:

,

где Н_вх и Н_вых– энтальпии охлаждаемого газа на входе и выходе из испарителя, кДж/кг.

4. Регулирование давления и температуры сырьевого

газа в отделении очистки природного газа от капельной жид

кости.

Установка сжижения проектируется на определенный диапазон входного давления. Поэтому система регулирования давления должна обеспечивать рабочее давление в заданном диапазоне независимо от наличия возмущающих воздействий. На схеме регулирования давления отделения очистки ПГ от капельной жидкости (рисунок 5) сырьевой газ через подогреватель поступает на вход узла учета. Основной управляющий сигнал приходит с регулятора давления на входе в детандерно-компрессорный агрегат установки удаления тяжелых углеводородов. Сигнал через селектор «<» поступает на регулирующий клапан после подогревателя газа VL-01. Селектор «<» сравнивает значения управляющих сигналов и выдает минимальное значение на исполнительный механизм.

Рисунок 5 - Схема регулирования давления сырьевого газа.

В случае превышения максимально допустимого значения давления в результате работы регулятора давления установки тяжелых углеводородов управляющий сигнал на клапан VL-01 блокируется управляющим сигналом от регулятора давления PIC-03. В результате клапан VL-01 прикрывается и давление сырьевого газа уменьшается.

Ручной задатчик HIC-03 предназначен для задания давления во время переходных режимов и пусковых операций. Температура сырьевого газа на входе в установку удаления ртути должна находиться в заданном диапазоне. Для стабилизации температуры используется регулятор температуры TIC-02, а также сигнал от регулятора температуры в установке осушки. Для улучшения динамических характеристик контура регулирования температуры используется каскадная схема с регулятором производительности по теплоносителю раздельного диапазона FIC-01. Раздельный диапазон позволяет улучшить качество переходных процессов во время регулирования при изменении нагрузки на подогреватель газа.

Регулирующая арматура в отделении очистки природного газа регулирует давление на входе детандерно-компрессорного агрегата сырьевого газа, установленного в установке удаления тяжелых углеводород. Режим работы детандерно-компрессорного агрегата сырьевого газа влияет на давление в колонне удаления тяжелых углеводородов. От давления в колонне зависит рабочий режим работы компрессора сырьевого газа и давление сжижения.

5. Регулирование режима работы детандерно-компрессорного агрегата в отделении удаления тяжелых углеводородов.

Осушенный сырьевой газ из отделения осушки газа с заданными термобарическими условиями поступает в предохладитель П01 отделения удаления тяжелых углеводородов. В предохладителе сырьевой газ охлаждается потоком подготовленного сырьевого газа с верха колонны К01 и направляется в сепаратор осушенного сырьевого газа С01 для отделения углеводородного конденсата за счет уменьшения скорости и направления потока.

Из сепаратора углеводородный конденсат через клапан VL-03 направляется на тарелку питания колонны удаления тяжелых углеводородов К01, отсепарированный газ поступает в детандерную часть ТД01. Регулирование уровня в сепара торе С01 осуществляется с помощью регулятора LIC-01.

Температура отсепарированного газа на входе в детандерную часть ТД01 регулируется с помощью контура TIC-02, изменяющего подачу подготовленного газа, направляемого через клапан VL01 в предохладитель П01 и по байпасу предохла дителя клапаном VL-02.

Давление отсепарированного газа на входе в детандерную часть ТД01 регулируется с помощью контура PIC-03 за счет манипулирования клапаном на выходе подогревателя газа отделения очистки газа.

Расход отсепарированного газа на входе в детандерную часть ТД01 регулируется FIC-04 манипулированием привода направляющих лопаток на входе в детандер с коррекцией по давлению подготовленного сырьевого газа верха колонны К01 от регулятора PIC-05.

Охлажденный сырьевой газ из детандерной части ТД01 поступает в колонну К01 для удаления тяжелых углеводородов С5+ методом низкотемпературной ректификации для предотвращения кристаллизации тяжелых углеводородов.

Углеводородный конденсат из сепаратора С01 подается в поток осушенного сырьевого газа из ТД01 в колонну К01. В случае необходимости подвода дополни тельного тепла в колонну К01 осушенный сырьевой газ в обход предохладителя П01 и детандерной части ТД01 подается в колонну К01 с регулированием расхода регулятором FIC06 с помощью клапана VL-04.

Давление в колонне К01 регулируется с помощью PIC-05 за счет подачи корректирующего сигнала на контур регулирования расхода FIC-04 отсепарированного газа на входе в ТД01. В случае невозможности стабилизации давления в колонне с помощью регулятора PIC05 регулирование давления в К01 осуществляется регулятором PIC11 на линии сброса газа в коллектор факельной системы высокого давления.

Рисунок 6 - Схема регулирования режима работы детандерно-компрессорного агрегата в отделении удаления тяжелых углеводородов

Для создания орошения на верхнюю тарелку колонны К01 подается сжиженный газ стабилизации через клапан VL-07.

Уровень жидкости в кубовой части колонны К01 регулируется LIC-07 с подачей корректирующего сигнала на регулятор расхода деметанизированного конденсата FIC-08 с помощью клапана VL-05.

Подвод тепла в колонну К01 осуществляется ребойлером Р01 за счет циркуляции через него теплоносителя. Температура низа колонны К01 регулируется TIC-09 по дачей корректирующего сигнала на регулятор расхода теплоносителя FIC-10, циркулирующего через ребойлер Р01.

Подготовленный газ с верха колонны К01 поступает в предохладитель осушенного сырьевого газа П01, где нагревается осушенным сырьевым газом. Подготовленный сырьевой газ после предохладителя поступает на прием компрессорной части ТД01.

Давление в линии нагнетания компрессорной части ТД01 регулируется с помощью PIC-12 клапаном VL-09 на линии сброса газа в факельную систему высокого давления.

Антипомпажный регулятор ASC-13 обеспечивает защиту от помпажа компрессорной части ТД01 за счет манипулирования антипомпажным клапаном VL-10 и байпасирования части расхода газа с линии нагнетания на линию всасывания компрессора [4].

5. Регулирование производительности установки сжижения природного газа

Подготовленный природный газ из отделения удаления тяжелых углеводородов подается в отделение сжижения природного газа.

Процесс сжижения природного газа происходит в криогенных теплообменных аппаратах (предохладитель, ожижитель и переохладитель), которые могут быть размещены в едином корпусе. Природный газ подается в трубное пространство предохладителя, где он охлаждается за счет теплообмена с тяжелым смешанным хладагентом.

Производительность установки регулируется с помощью изменения подачи смешанного хладагента высокого давления на клапан Джоуля-Томсона VL05. Уставки для остальных регуляторов расхода установки рассчитываются как отношение к расходу смешанного хладагента высокого давления. С помощью HIC01 оператор задает требуемую производительность технологической линии в процентах от максимально возможной. Максимально возможная производительность технологической линии рассчитывается в HIC02 с учетом текущей температуры окружающей среды. Сигналы от HIC01 и HIC02 подаются на функциональный блок, с выхода которого подается уставка на регулятор расхода смешанного хлад агента высокого давления FIC04.

Подача природного газа в трубное пространство теплообменника регулируется регулятором соотношения расхода смешанного хладагента высокого давления и расхода природного газа FFIC05 с помощью клапана VL01 с коррекцией на случай отклонения температуры СПГ на выходе из переохладителя TIC06 и коррекцией по расходу смешанного хладагента высокого давления на входе в предохладитель FT03. Для корректировки положения клапана VL02 с целью обеспечения заданного уровня переохлаждения сигнал задатчика HIC07 суммируется с сигналом регулятора FFIC05.

Температура газа на выходе из предохладителя регулируется с помощью регулятора TIС08 с подачей корректирующего сигнала на регулятор соотношения рас хода тяжелого смешанного хладагента и расхода смешанного хладагента высокого давления FFIC09, который управляет подачей тяжелого смешанного хладагента клапаном VL03.

Температура газа на выходе из ожижителя регулируется с помощью регулятора TIС10 с подачей корректирующего сигнала на регулятор соотношения расхода среднего смешанного хладагента и расхода смешанного хладагента высокого давления FFIC11, который управляется подачей среднего смешанного хладагента клапаном VL04.

После ожижителя сжиженный газ дросселируется на клапане VL02 и подается в трубное пространство переохладителя, где охлаждается легким смешанным хлад агентом.

Рисунок 7 - Схема регулирования производительности установки сжижения природного газа.

На этапе пусковых операций давление сжиженного природного газа на выходе из переохладителя регулируется регулятором PIС12 с помощью клапана VL06 на линии сброса сжиженного природного газа в коллектор жидкостных сбросов холодной факельной системы высокого давления. На рабочем режиме давление установки регулируется в предыдущих отделениях.

На этапе пусковых операций избыточное давление в верхней части межтрубного пространства криогенного теплообменника сбрасывается в факельный коллектор регулятором PIC13 с помощью клапана VL07.

Давление газообразного легкого смешанного хладагента в сепараторе С01 под держивается регулятором PIC14 с помощью клапана VL08 [4].

7. Надежность систем газоснабжения.

В процессе эксплуатации газопроводы и арматура находятся в стационарном состоянии и испытывают, главным образом, статические нагрузки. Некоторые участки газовых сетей, которые находятся в зоне интенсивного движения транспорта, подвергаются также и динамическим нагрузкам. На газопроводы воздействуют: собственный вес, агрессивность окружающей среды (грунта и воздуха), температурные изменения и т.д. Действует и такой мощный фактор, как время, в котором происходит изменение молекулярной структуры материалов труб, изоляции и т.п. С ростом городов системы газоснабжения расширяются, реконструируются, а износившиеся элементы ремонтируются или заменяются.

Самостоятельными, весьма важными элементами распредели тельных систем газоснабжения являются газорегуляторные пункты (ГРП), работа которых коренным образом отличается от работы газопроводов и их оборудования. Если для газопроводов и их оборудования характерны статические условия работы, то основное оборудование ГРП находится в непрерывной работе: перемечаются клапана и мембраны, деформируются пружины, имеют место эрозия, коррозия, вибрация и т.д.

Отличительной особенностью систем газоснабжения является их социальный характер, т.к. они обслуживают людей и обеспечивают их нормальную жизнедеятельность. В процессе эксплуатации происходят отказы элементов газоснабжающей системы.

Как видно, система газоснабжения состоит из совокупности множества элементов определенным образом связанных между собой. Если вся система газоснабжения работает стабильно, то говорят, что система работает надежно. Существует теория надежности, которая рассматривает закономерности возникновения

нарушения работы отдельных элементов, или всей системы полностью, изучает влияние внешних и внутренних воздействий на процессы, происходящие в системах, создает основы расчета и прогнозирования отказов и намечает методы повышения надежности.

Согласно ГОСТ 27.002-89 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. Надежность является комплексным свойством, которое в зависимости от назначения объекта и условий его применения может включать безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняемость или определенные сочетания этих свойств.

Долговечность свойство сохранять работоспособное состояние системы до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживании и ремонта. Долговечность работы системы газоснабжения напрямую зависит от долговечности элементов системы газоснабжения: труб, арматуры, оборудования и пр. Срок службы элементов газовой сети выбирают таким, чтобы исключить фактор старения и обеспечить безопасность эксплуатации. При расчете надежности срок службы элементов газопроводов обычно принимают равным 10 годам.

Сохраняемость – это свойство объекта сохранять в заданных пределах значения параметров, характеризующих способности объекта выполнять требуемые функции, в течение определенного времени работы.

Ремонтопригодность свойство, заключающееся приспособленности системы к предупреждению, к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния, обнаружению и устранению причин возникновения отказов и неисправностей путем проведения технического обслуживания и ремонтов. Городские системы газоснабжения ремонтируемые системы. Поэтому лишь незначительная доля повреждений приводит к необходимости замены элементов (участков газопроводов, арматуры, оборудования). Время, необходимое на ремонт, невелико по сравнению со сроком службы систем газоснабжения. В случае же отказа одного из элементов, система газоснабжения переходит на аварийный гидравлический режим, газ продолжает поступать к большинству потребителей с коэффициентом обеспеченности 0,7 (70%) учитывая кратковременность ремонтных работ.

Ремонтируемым принято называть такой объект, для которого проведение ремонтов предусмотрено в нормативно-технической или конструкторской документации. Такие объекты могут иметь более одного отказа, многократно ремонтироваться и после каждого ремонта восстанавливать работоспособное состояние.

Для перемонтируемого объекта проведение ремонтов не предусматривается, поэтому в случае возникновения отказа он подлежит замене.

Безотказность свойство системы непрерывно сохранять свое работоспособное состояние в определенных режимах и условиях эксплуатации в течение требуемого времени или наработки. Применительно к газовым сетям под безотказностью следует понимать возможность транспорта потребителям расчетных количеств газа заданных параметров при соблюдении условий нормальной эксплуатации (своевременная очистка и продувка газопроводов, обеспечение катодной защиты и др.).

Безотказность P(t) является основным количественным показателем надежности элементов системы. Вероятность безотказной работы может принимать значение в пределах от нуля до единицы. Вероятность безотказной работы тем меньше, чем больше заданный промежуток времени.

При работе систем газоснабжения может наступить так называемое предельное состояние, при котором дальнейшая эксплуатация систем газоснабжения недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно.

С точки зрения надежности рассматриваются два вида соединения элементов объекта: последовательное и параллельное.

Последовательное соединение, при котором отказ хотя бы одного элемента приводит к нарушению работоспособного состояния всего объекта с увеличением количества элементов надежность объекта уменьшается, какого бы высокого качества не были эти элементы.

Параллельное соединение, при котором объект выйдет из строя только после отказа всех параллельно соединенных (дублирующих) элементов. При параллельном соединении надежность объекта выше, чем надежность отдельных его элементов. Параллельное соединение широко используется в технике.

Различают следующие нарушения работы отдельных элементов системы: повреждение (нарушение исправного состояния объекта при сохранении работоспособного состояния); отказ элемента (нарушение его работоспособного состояния), который не всегда приводит к отказу всей системы. Если же отказы отдельных элементов приводят к отказам всей системы газоснабжения, то возникают аварийные ситуации, в результате которых газовое хозяйство несет значительный экономический и социальный ущерб.

Экономический ущерб связан с нарушением работы коммунально-бытовых и промышленных предприятий и достаточно точно может быть подсчитан.

Социальный ущерб выражается в том, что с прекращением подачи газа источникам теплоснабжения нарушается работа систем отопления зданий, снижается температура воздуха в помещениях и нарушается нормальная жизнедеятельность людей.

Отказ - событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта. Отказ является важным понятием науки о надежности. Существуют отказы независимые и зависимые, внезапные и постепенные, а также конструкционные, производственные и эксплуатационные.

Однако для теории и практики надежности важнейшее и решающее значение имеет деление всех отказов на две основные категории: отказы внезапные и отказы постепенные.

Внезапный отказ характеризуется скачкообразным изменением значений одного или нескольких заданных параметров объекта. Причина внезапного отказа в большинстве случаев заключается во внезапной концентрации нагрузок, действующих внутри и вне объекта. Физическая сущность внезапного отказа сводится к тому, что после некоторого быстрого количественного изменения физико-химических свойств и параметров объекта происходит качественный скачок, в результате которого объект приходит в неработоспособное состояние. В основной период нормальной эксплуатации объекта вероятность внезапных отказов величина практически постоянная.

Постепенный отказ – это результат необратимых медленных физико-химических процессов, происходящих в любом объекте и каждом его элементе в результате их износа и старения. Характеризуется постепенным изменением значений одного или нескольких заданных параметров объекта. Постепенный отказ является неизбежным, закономерным результатом износа и старения любого объекта, и поэтому рано или поздно он должен обязательно произойти, т.е. вероятность равна единице. Однако время наступления такого отказа является случайной величиной. Отдалить срок наступления постепенных отказов можно как путем повышения качества объекта и его элементов, так и своевременной профилактической заменой. Чем больше время эксплуатации объекта, чем больше время приближается к среднему сроку службы данного объекта, тем чаще появляются постепенные отказы.

Расчет надежности установки по снижению давления природного газа, такой как газорегуляторный пункт, представляет собой комплексную задачу, основанную на оценке способности этой системы выполнять свои функции в течение заданного времени. Основная суть расчета заключается в определении вероятности ее безотказной работы. Для этого установку сначала мысленно разбивают на структурную схему надежности, которая отражает взаимосвязь и влияние отказов отдельных элементов на работу всей системы в целом.

Типичной для таких установок является схема с резервированием, например, когда две параллельные технологические линии работают вместе. В этом случае система остается работоспособной даже при отказе одной из них. Расчет начинается с каждого элемента, такого как регулятор давления или запорный клапан, для которого на основе статистики определяют его интенсивность отказов. Эти данные затем объединяются для оценки надежности одной линии, где все элементы считаются соединенными последовательно с точки зрения надежности. После этого рассматривается логика резервирования, когда отказ всей системы наступает только при одновременном отказе всех параллельных линий, что позволяет математически вывести общую вероятность безотказной работы для всей установки.

Рисунок 8 – Схема двух параллельных технологических линии.

Важным дополнением к этому расчету является учет возможности ремонта. Поскольку вышедшие из строя компоненты со временем восстанавливаются, вводится показатель коэффициента готовности. Он отражает вероятность того, что установка окажется в рабочем состоянии в любой произвольный момент времени, учитывая, как среднюю наработку на отказ, так и среднее время, необходимое для восстановления ее функциональности [5].

Для точного расчета коэффициента готовности важно собрать достоверные данные по интенсивности отказов (λ), поскольку именно они определяют характер поведения системы и помогают спрогнозировать её надёжность:

(2 отказа на миллион часов)

,

,

,

Расчет для последовательного соединения. В одной нитке ГРП: Клапан 1, Регулятор 1, Клапан 2 соединены последовательно по надежности. Интенсивность отказов одной нитки:

Вероятность безотказной работы одной нитки за время t:

,

Расчет для параллельного соединения. Система из двух одинаковых ниток откажет только в случае, если обе нитки откажут. Вероятность отказа одной нитки:

,

Вероятность отказа всей системы (обеих ниток):

,

Вероятность безотказной работы всей системы:

.

Если принять что временной диапазон равен одному году – t = 8760 часов, то

.

Это значит, что одна нитка проработает год без отказа с вероятностью 95.7%.

,

,

Введение второй, параллельной нитки, повысило вероятность безотказной работы за год с 95.7% до 99.82%.

В реальности отказавшие элементы ремонтируют. Поэтому важным показателем является Коэффициент готовности.

,

где – средняя наработка на отказ, – среднее время восстановления. Пусть для нашего ГРП среднее время восстановления нитки = 24 часа. (для параллельной системы) рассчитывается сложнее, но можно оценить через . Для простоты примем T₀ системы ~ 500 000 часов.

.

Установка готова к работе в любой случайный момент времени с вероятностью 99.995%.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе рассмотрены проблемы эффективности и безопасности процессов сжижения природного газа. Описаны основные установки, предназначенные для сжижения природного газа. Процесс сжижения газа важен для многих отраслей промышленности, науки и экономики. Его понимание помогает создавать эффективные установки, снижающие энергозатраты и повышающие безопасность обращения с газами.

Список литературы.

1. Е.Б. Федорова. Современное состояние развитие мировой природного газа: технологии оборудование. имени И.М. Губкина, 2011. - 159 с.

2. Экология, энергетика, энергосбережение : бюллетень / под редакцией академика РАН А.В. Клименко. — Москва: ПАО «Мосэнерго», 2023. (Режим доступа: https://www.mosenergo.ru/d/textpage/45/837/05-spg-2.pdf )

3. Е.Б. Федорова. Производство сжиженного природного газа. Расчет и оптимизация холодильных циклов: учебное пособие / Е.Б. Федорова, Волокитин, И.А. Радаев. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2024.

4. А.Б. Миллер, К.Г. Селезнев, П.В. Крылов, В.А. Ходаковский. Сжиженный природный газ: технологии и оборудование. Учебное пособие. 2022.

5. Новопашина, Н.А. Газопотребление и газораспределение : учебное пособие для вузов / Н. А. Новопашина, Е. Б. Филатова; Самарский государственный технический университет, Самарский государственный архитектурно-строительный университет, Теплогазоснабжение и вентиляция.- Самара, 2011.- 152 с.

Код для цитирования: Скопировать