sbornik_FTT_2015_1__1

170

проводный транспорт придется лишь 13%. На март 2015 в мире насчитывается 34 работающих терминала СПГ, 16 строятся и 25 планируются.

Так как было невозможным получить доступ к заводу СПГ, было решено взять за основу порт по перевалке сжиженных углеводородных газов УстьЛуга. Технологии, схема и холодильный цикл являются аналогичными СПГ, разница лишь в виде теплообменника, компрессора и используемого хладагента.

По итогам технического совета 2014 году на предприятии было принято решение об увеличении грузооборота путем полной загрузки железнодорожных путей. При этом грузооборот пропана возрастет на 10%, бутана на 140%, с учетом коэффициента неравномерности и на 29% и на 183% соответственно при максимальной загрузке.

Чтобы определить оборудование, которое требует модернизации, была спроектирована схема сжижения и охлаждения СУГ в программном комплексе Aspen HYSYS. За расчетный случай взята максимальная проектная температура 34°C, при этом средняя температура самого жаркого месяца 18,8 °С, а среднегодовая 4 °С.Проектная мощность при 34 °Ссоставляет 57,5 т/ч для пропана и 67,5 т/ч для бутана, при необходимой мощности в 89,3 т/ч по каждому углеводороду. Причем только по пропану 115 т/ч, только по бутану 135 т/ч.

С температурой окружающей среды из буллитов парка хранения под давлением бутан и пропан проходят через кожухотрубчатые теплообменники, после чего попадают в изотермический парк хранения, где хранятся при атмосферном давлении. Хладагентом служит пропилен, который компримируется компрессорами на выходе из теплообменников и конденсируется в АВО.

В приложении Aspen Exchanger Design & Rating были спроектированы теплообменники, две стадии охлаждения по пропану (сначала до -5 °С, затем до -41 °С) и одна по бутану (до -5 °С), с проектными параметрами, после чего смоделирован необходимый поток пропана в 115,3 т/ч. Параметр oversurface (показывающий насколько площадь теплообмена больше необходимой площади) в таком случае равен 11,7% для первой стадии и 24,9% для второй, а

171

значит запаса производительности теплообменников пропана достаточно. Также об этом косвенно можно судить по тому, что производительность теплообменников выросла всего на 0,3%.

Производительность по бутану должна составить 252 т/ч, так как производительность выросла значительно, принимаем установку еще одного аналогичного теплообменника. При анализе параметр oversurface равен 31,5%, когда используются все три теплообменника и 7,7%, когда используются два, а значит принимается установка третьего теплообменника, так как установка должна обеспечивать производительность даже при выходе агрегата из строя.

Технологическая схема и основное оборудование были спроектированы в Aspen HYSYS. На контуре пропилена всего четыре компрессора, один на высокотемпературном контуре (-9°С), два на низкотемпературном (-44°С), один резервный. При увеличении грузооборота пропана на двух компрессорах низкотемпературного контура все еще остается большой запас мощности, при необходимом расходе пропилена 31,2 т/ч, мощность одного компрессора 25,3 т/ч. При увеличении производительности по бутану необходимо задействовать резервный компрессор, но при этом необходимый расход пропилена высокотемпературного контура равен 137,9 т/ч, а максимальный возможный расход двух компрессоров 113 т/ч. Из симуляции технологического процесса при таком расходе получаем: пропан 94500 кг/ч, бутан 207000 кг/ч, что составляет 96,5% от необходимого расхода с учетом коэффициента неравномерности. При этом максимально необходимая производительность достигается при температуре окружающей среды 27 °С, а производительность с учетом коэффициента неравномерности при 32 °С. Значит необходимо использовать резервный компрессор и установить еще один такой же (в целях унификации) в качестве резервного.

Следующим узким местом системы являются АВО пропилена, при проведенном анализе было вычислено, что к уже существующим восьми АВО нужно добавить еще шесть аналогичных аппаратов.

172

Также при наливе на танкера и при наливе в резервуары изотермического хранения происходит испарение продуктов, для их конденсации предназначена установка термостатирования. Паровая фракция засасывается компрессорами, затем пропан сжижается и охлаждается в две стадии в теплообменниках, бутан - в АВО и теплообменниках. При увеличении грузооборота по бутану выделение паровой фракции сильно увеличится. При анализе установки в HYSYS было выявлено, что в таком случае придется использовать и основной и резервный компрессора контура термостатирования бутана, а значит необходимо установить еще один аналогичный компрессор в качестве резервного, а так же дополнительные две АВО бутана, теплообменник и ресивер. При этом на потоке пропана оборудование удовлетворят требованиям.

УДК 622.691.24

МОНИТОРИНГ НАДЕЖНОСТИ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

В.А. Петряков, М.Ю. Земенкова, Тюм.ГНГУ, г. Тюмень

Согласно современным требованиям ГОСТ целью разработки современной системы управления газораспределительными сетями является обеспечение работоспособности и безопасности сетей газоснабжения. Помимо энергоэффективности и бесперебойного функционирования, целью такого мониторинга является безаварийное и безопасное функционирование.

Современная многоуровневая схема системы управления ГРС, регламентируемая требованиями нормативной документации, базируется на функциях оценки и планирования показателей надежности и безопасности сетей. При этом существенное значение при оценке и планировании показателей является возможность факторного анализа.

В ТюмГНГУ разрабатывается современный алгоритмический и математический комплекс для проектирования системы поддержки принятия решений по управлению надежностью газовых сетей.

Авторами проведен анализ проблем оценки надежности газораспределительных сетей в современных условиях. Анализ существующей

173

системы эксплуатации ГРС показывает, что существует комплекс вопросов, затрудняющих качественный мониторинг надежности и безопасности. К таким проблемам можно отнести: юридические аспекты и границы ответственности эксплуатирующих предприятий; особенности архитектуры газовых сетей, сложных для оценки и оптимизации; технические особенности сетей высокого, среднего и низкого давления; отсутствие современных, адаптированных к системам он-лайн мониторинга, оценочных средств и измеряющих устройств, а также отсутствие экспертных систем интегрируемых в комплексы спутникового геомониторинга.

Анализ существующих источников свидетельствует о том, что, несмотря на актуальность проблемы и значительное количество исследовательских работ, существующие методики позволяют осуществлять только единовременные оценки показателей надежности и не ориентированы на использование для оперативных оценок и прогнозирования в режиме реального времени с применением современных компьютерных технологий.

Разработанные авторами модели показателей надежности и алгоритмы предусматривают возможность прогнозирования параметров технических объектов в режиме реального времени или на фиксированный период времени, функцию структурного и факторного анализа системы с целью оптимального обслуживания и определения уязвимых элементов.

Проектируемая экспертная система реализует принцип непрерывного сканирования показателей надежности и сравнения полученных значений с критическими: при достижении контролируемыми факторами критических значений определяется область и вид технического вмешательства.

Практическая ценность работы заключается в разработке комплекса математических моделей и методов прогнозирования для системы поддержки принятия решений, мониторинга показателей надежности, действующей в режиме реального времени и способствующей переходу от «после отказовой» системы обслуживания и ремонтов к «предупредительной» по прогнозным показателям надежности.

174

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1.Земенкова М.Ю. Системный мониторинг показателей надежности объектов

трубопроводного транспорта: дис. ... канд. техн. наук. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - 187 с.

2.Земенков Ю.Д., Курушина В.А. Закономерности инновационноциклического развития трубопроводного транспорта углеводородов России//Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). 2013. № S3. С. 85-98.

УДК 622.69

К ВЫБОРУ ОПТИМАЛЬНОГО ДАВЛЕНИЯ ТРАНСПОРТА ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

С. В. Петухов, ПНИПУ, г. Пермь

Известно, что попутный нефтяной газ (ПНГ) различных нефтяных месторождений существенно отличается по компонентному составу. Например, в ПНГ «Барсуковского» нефтяного месторождения метана содержится 80,78%, а в ПНГ «Бавлинского» нефтяного месторождения метана содержится в 2,3 раза меньше [1]. При транспорте ПНГ происходит изменение термобарических условий, и часть его компонентов переходят в жидкое состояние, образуя конденсат. Выпавший конденсат приводит к пульсации

конденсатообразование нами было выполнено динамическое моделирование транспорта ПНГ «Барсуковского» и «Бавлинского» нефтяных месторождений в программном комплексе OLGA [2]. Моделирование выполнено для различных значений конечного давления в трубопроводной системе.

В качестве исходных данных были приняты составы газа «Барсуковского» и «Бавлинского» месторождений в соответствии с [1]. Продольный профиль газопровода принят в соответствии с характерным рельефом местности Пермского края. Объем транспортируемого газа принят 50 000 ст.м /ч, температура газа в начальной точке принята +20 0С, температура грунта на глубине

176

и уменьшит объем конденсатных пробок на приеме конечного пункта газопровода.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Соловьянов А. А., Тетельмин В. В., Язев В. А. Попутный нефтяной газ.

Технологии добычи, стратегии использования. Учебное пособие. - Долгопрудный: Издательский Дом «Интеллект», 2013. - 208 с.

2. Руководство пользователя ПК «OLGA». - М.:, «Наука», 2010. - 510с.

УДК 622.692.4

ВЛИЯНИЕ ДЛИТЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НА МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА СТАЛИ 15

В.А. Подоров, А.Н. Иванов, М.Н. Назарова, Горный университет,

г.Санкт-Петербург

Внастоящее время длительность эксплуатации большинства действующих трубопроводов составляет примерно 35-45 лет. Возникает необходимость оценки их текущего технического состояния и прогнозирования остаточного ресурса. Современные методы диагностики позволяют получать информацию о наличии макроповреждений, однако нет полной ясности относительно закономерностей влияния времени эксплуатации магистральных трубопроводов на механические свойства стали, величина которых определяет степень опасности как исходных, так и накопленных в процессе эксплуатации дефектов.

Цель работы заключалась в количественной оценке механических свойств стали Ст15 после 46 лет эксплуатации и в анализе влияния этих изменений на способность стали сопротивляться хрупкому разрушению в условиях концентрации напряжений.

Объектом исследований служил основной металл (Сталь 15) участка подземного газопровода среднего давления, который был принят к эксплуатации в 1968 г. Проведены исследования и испытания: химический анализ материала трубопровода (таблица 1); определение показателей твердости материала трубопровода; определение механических свойств материала трубопровода

178

1) Krasowsky A. Y., Dolgiy A. A., and Torop V. M. Charpy testing to estimate pipeline steel degradation after 30 years of operation // From Charpy to Present Impact Testing (Proc. of the Charpy Centenary Conference). -Poitieres (France). - 2001. - P. 89 - 95.

2)РД 12-411-01 Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов. 2001.

УДК 622.691.4.07:621.395.51

АНАЛИЗ ВАРИАНТОВ ПРОКЛАДКИ ВОЛОКОННО-ОПТИЧЕСКОГО КАБЕЛЯ ВДОЛЬ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

Е.В. Поляков, А.В. Редькин, С.Н. Светлов, М.А. Смычёк, В.Н. Христолюбов, ОАО "Гипрогазцентр", г. Нижний Новгород

В настоящее время, в условиях постоянно-увеличивающихся потребностей в пропускной способности каналов связи для технологических нужд магистральных газопроводов предусматривается использование волоконнооптических линий связи (ВОЛС). При этом в условиях необходимости сокращения капитальных затрат на строительство и эксплуатацию весьма актуальным является вопрос оптимизации строительства в части линейно-кабельных сооружений ВОЛС, что требует внедрения нестандартных методов и подходов на всех этапах реализации инвестиционных проектов. В настоящем докладе рассматриваются различные варианты прокладки волоконно-оптического кабеля связи вдоль магистрального газопровода.

Основным документом, в соответствии с которым осуществляется проектирование технологической связи для магистральных газопроводов, является СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы. В соответствии с п. 11.9* Кабельные линии технологической связи следует предусматривать, как правило, в грунт, с левой стороны трубопровода по ходу газа на расстоянии не менее 8 м от оси трубопровода диаметром до 500 мм и не менее 9 м - диаметром свыше 500 мм. Однако в российской и мировой практике существуют другие способы прокладки кабеля связи вдоль магистральных трубопроводов:

179

-прокладка ВОК методом пневмозадувки в ЗПТ предварительно проложенную в самостоятельную траншею на удалении от магистрального трубопровода на расстояние в соответствии со СНИП 2.05.06-85*;

-прокладка ВОК методом пневмозадувки в ЗПТ предварительно проложенную в одну траншею с магистральным трубопроводом;

-подвеска ВОК на опорах вдольтрассовой ВЛ.

Рассмотрены технические аспекты реализации на стадии строительства указанных выше методов прокладки ВОК с указанием преимуществ и недостатков, обусловленных традиционными подходами к организации строительных работ на линейной части магистрального газопровода.

Рассмотрены экономические показатели различных способов прокладки ВОК при различных условиях (природно-климатические условия, проектные решения по прокладке трубопровода и других инженерных сетей, входящих в инфраструктуру магистрального газопровода).

На основании проведенного анализа делаются выводы и предложения по возможным вариантам применения того или иного способа прокладки.

Показано, что на стадии строительства при определенных природноклиматических условиях (устойчивые грунты группы разработки выше третьей) метод прокладки ВОК в ЗПТ в одну траншею с магистральным газопроводом обладает рядом преимуществ.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1 СНИП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы;

2СТО Газпром 2-2.1-249-2008 Магистральные газопроводы;

3ВСН 51-1-15-004-97 Инструкции по проектированию и строительству ВОЛС газопроводов;

4Инструкция по прокладке и монтажу оптических кабелей в пвп трубке «Silicore» (СКТБ Томас);

5Технология ЗПТ. Теория и практика, Light wave 2005, №3;

6Реальные перспективы использования защитных полиэтиленовых труб при строительстве ВОЛС, Light wave 2006, №4;