![]() | ||
Расчет коэффициента готовности КС магистральных газопроводов с использованием метода Монте-КарлоМ. М. Любомирский, Др. Райнер Курц – компания Solar Turbines Окончание статьи. Начало в №3, 2016 г. Первоначально в данной работе предполагалось рассмотреть два варианта наиболее часто встречающихся конфигураций расположения турбоагрегатов на компрессорной станции: Но во время подготовки статьи и после общения с ведущими компаниями, работающими в системе магистральных газопроводов, было решено добавить еще одну конфигурацию: в) 3+0 – три рабочих агрегата, без резерва. Это было обусловлено тем, что современные турбокомпрессорные установки имеют очень высокий коэффициент надежности, поэтому эффект отсутствия резервного агрегата представлял определенный интерес. Для варианта с двумя рабочими турбоагрегатами использовались турбины единичной мощностью 32 МВт, а для варианта с тремя рабочими машинами – мощностью по 23 МВт. При этом каждый вариант обеспечивал требуемую производительность в любое время года. В качестве примера использовался типичный магистральный газопровод общей протяженностью 1000 км. Он включает 7 компрессорных станций, находящихся на расстоянии 150 км друг от друга. Диаметр трубы – 48 дюймов. Проектная пропускная способность трубопровода составляет 30 млрд м3 в год, максимальное рабочее давление равно 9,81 MПa (табл. 6, 7). Гидравлическая схема газопровода дана на рис. 6. Схемы работы КС в зависимости от климатических условий В одном случае учитывались только летние условия, и был сделан вывод, что турбины большей мощности являются предпочтительным вариантом. В другом случае, где использовались среднегодовые температуры, было выдано обратное заключение. Причиной этого является тот факт, что во все периоды, кроме летнего, один из рабочих турбокомпрессоров меньшей мощности находился в режиме резерва. Из-за низкой температуры окружающей среды располагаемая мощность оставшихся двух установок была достаточна для достижения 100 %-й производительности благодаря высокой эффективности компрессора при широком диапазоне расходов. Это не соответствовало варианту а (на основе того же выше приведенного объяснения), и обе установки мощностью по 32 MВт должны были работать при глубокой частичной нагрузке со значительно пониженным КПД турбины. Это объясняется тем фактом, что при таком варианте оставшийся нагнетатель при том же напоре должен удвоить свою производительность при переходе из режима 2+1 в режим 1+2, а это невозможно в силу аэродинамических характеристик даже самых современных нагнетателей для магистральных газопроводов. Нужно отметить, что применение схемы 2+2 в качестве рабочего режима для вариантов б и в дало дополнительные преимущества. Содержание двух турбокомпрессоров в режиме резервирования дает возможность проводить плановое техническое обслуживание в холодное время года. Это означало, что готовность системы с большим количеством турбин меньшей мощности (варианты б и в) становится выше по сравнению с вариантом а, особенно в летний период. На рис. 7 и рис. 8 даны схема конфигурации КС и кривые изменения технических параметров при различной конфигурации КС. Варианты расположения неработающих установок представлены на рис. 9. Техническое обслуживание и ремонт Это определяется следующим образом (на основе 8760 операционных часов в год): Если мы рассчитываем, что четыре установки будут находиться в рабочем режиме и одна – в резервном на протяжении всего года, то количество рабочих часов составит: Нужно обратить внимание, что все установки работают одинаковое количество часов для более легкого расчета. Однако заказчик может эксплуатировать ведущие машины до достижения ими установленной наработки между капитальными ремонтами, чтобы необходимость проведения ремонта на всех двигателях не возникла в одно и то же время. Это поможет распределить расходы на ремонт на весь 30-летний цикл. Если немного заглянуть вперед, можно обнаружить дополнительные преимущества данного варианта. При нормальной круглогодичной эксплуатации с тремя установками в рабочем режиме каждый турбокомпрессор будет иметь 6570 x 30 лет = 197100 требуемых часов работы. А если рассмотреть схему 2+2 в течение 9 месяцев, то общее количество требуемых часов работы будет сокращено до 147825 ч. При современных турбинных технологиях является закономерным то обстоятельство, что срок службы может достигать 150…170 тыс. часов. Таким образом, на протяжении всего срока службы данного газопровода (30 лет) не будет необходимости покупать новые двигатели. Один только этот фактор положительно влияет на экономические показатели проекта. Расчет коэффициента готовности КС по методу Монте-Карло Ниже приведены годовые коэффициенты готовности КС газопровода для различных конфигураций компрессорных станций: Из табл. видно, что наиболее высокий коэффициент готовности КС достигается при конфигурации 3+1. Прежде всего, это обусловлено тем, что значительную часть года станция работает с двумя резервными турбоагрегатами. Однако наиболее неожиданным результатом этого примера является достаточно высокий коэффициент готовности для схемы без резервного агрегата. За счет того же фактора, что и для вышеупомянутой конфигурации, коэффициент готовности при схеме 3+0 оказался достаточно высоким – более 99 %. Интересно сравнить коэффициенты готовности, рассчитанные по методу Монте-Карло, с другим способом расчета – по теории вероятности: Так, используя этот метод, можно прийти к заключению, что конфигурация станций газопровода 2+1 имеет высокую степень готовности. Однако благодаря методу Монте-Карло мы узнаем, что наивысшей степенью готовности обладает схема 3+1. Также очевидны преимущества схемы 3+0, которая теперь может быть реально включена в одну из предполагаемых схем расположения турбоагрегатов КС. Выбор схемы эксплуатации КС и технико-экономическое обоснование проекта Затем нужно подсчитать средние потенциальные потери производительности, а также возможные штрафы из-за нарушения договорных соглашений между газотранспортной компанией и ее клиентами. Сравнение затрат по капитальным вложениям, эксплуатационным расходам и возможным штрафам позволит выбрать оптимальный вариант компоновки компрессорных станций магистрального газопровода. Выбор оптимальной компоновки КС газопровода показан в табл. 9. Заключение Впоследствии это приводит к следующим факторам, которые влияют на структуру расходов проекта: Кроме того, поскольку трубопровод будет расширяться поэтапно, установки меньшей мощности смогут приспосабливаться к его фактическому расширению и устанавливаться по мере необходимости. В дополнение к проектируемым этапам увеличения мощности трубопровода существует большая неопределенность, что этот план будет сохранен, так как газ поступает от разных поставщиков, которые могут изменить ранее принятые обязательства. Выводы: Использованная литература |
Поиск |
|
© Все права защищены, ООО «Турбомашины», 2005-2025.
Вся информация, опубликованная на веб-сайте turbine-diesel.ru, является интеллектуальной собственностью ООО "Турбомашины". Никакие опубликованные на сайте материалы не могут быть воспроизведены в той или иной форме печатными изданиями, телеканалами и радиостанциями без ссылки на журнал "Турбины и Дизели", а другими сайтами, в т.ч. сетевыми СМИ, не могут быть использованы без активной гиперссылки на turbine-diesel.ru и ссылки на журнал "Турбины и Дизели". При воспроизведении опубликованных материалов письменного разрешения от администрации настоящего сайта не требуется.
Ответственность за содержание размещенных на веб-сайте рекламных объявлений, в т.ч. баннеров, несет исключительно рекламодатель. За содержание сайтов, на которые приводятся гиперссылки, ООО "Турбомашины" ответственности не несет.
|