2016_946_SaltanovNV (1225707), страница 3

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

Из достоинств данного показателя выделим два фактора: 1) вероятность безотказной работы берет в расчет все факторы, влияющие на надежность элементов; 2) вероятность безотказной работы может быть использована в расчетах надежности сложных систем, состоящих более чем из одного элемента.

Вероятность отказа — это вероятность того, что при определенных условиях эксплуатации, в пределах наработки, произойдет по крайней мере один отказ. Вероятность отказа определяется по формуле

Вероятность безотказной работы и вероятность отказа являются событиями противоположными и несовместимыми.

Частота отказов – это отношение числа отказавших элементов в единицу времени, отнесенного к первоначальному числу испытуемых элементов. Другими словами, это показатель характеризующий скорость изменения вероятности отказов и вероятности безотказной работы по мере роста длительности работы.

Частота отказов уравнение вида

где – количество отказавших элементов за промежуток наработки .

Интенсивность отказов представляет собой условную плотность возникновения отказа объекта, определяемую для рассматриваемого момента времени или наработки при условии, что до этого момента отказов не было. Иначе говоря интенсивность отказов – это отношение числа отказавших элементов в единицу времени к числу исправно работающих элементов, в данный отрезок времени.

Интенсивность отказов обозначается и рассчитывается по формулам:

Средняя наработка до отказа – это среднее время безотказной работы элемента до отказа . Определяется по формуле:

где – наработка до отказа элемента; – число отказов.

Формула расчета средней наработки до отказа используется для предварительного определения сроков ремонта или замене элемента.

1. Показатель долговечности

Долговечность характеризуется ресурсом и сроком службы. Ресурс – это наработка объекта от начала эксплуатации до наступления предельного состояния. Началом эксплуатации так же считается и момент возобновления после ремонта.

Срок службы – календарная продолжительность эксплуатации объекта с начала работы до его списания.

Средний ресурс представляет собой математическое ожидание ресурса. Используется для определения требуемого числа ремонтов объекта при заданном суммарном ресурсе. Рассчитывается по уравнению

где – ресурс -го изделия.

Средний срок службы – это математическое ожидание срока службы, которое определяется по уравнению

где – срок службы -го изделия.[9]

1. Показатель ремонтопригодности

Вероятность восстановления – это вероятность, что время восстановления работоспособного состояния объекта не превысит заданного значения:

где – заданное время восстановления объекта.

Среднее время восстановления является математическое ожидание времени восстановления работоспособного состояния объекта после отказа. Определим его по формуле:

где числитель - это сумма промежутков времени восстановления по всем объектам , находящихся под наблюдением. Знаменатель – общее число отказов.

Показатель используется для определения средних затрат времени на выполнение работ по восстановлению работоспособного состояния объекта. Время восстановления включает в себя время обнаружения места и причины отказа. Статистическая оценка времени восстановления характеризует последствия отказов и ремонтопригодности отказавшей сборочной единицы.[6]

1. РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ ЛИНЕЙНОГО УЧАСТКА МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА

В процессе эксплуатации трубопроводы и все его элементы конструкции изнашиваются. Выделяя из теории можно сказать, что характер износа может быть различным и определяется из условий эксплуатации, свойств материала, из которого выполнен трубопровод, его инженерно-конструктивными особенностями, качеством защиты и изоляции, и т.д. Исходя из статистики, трубопроводы подвержены коррозионному и эрозионному износу, поэтому приоритетная задача заключается в устранении этих причин. Преждевременный износ мы предотвращаем, как правило правильно подобранным материалом для труб и видом изоляции.

Для контроля за надежной и безопасной эксплуатацией магистральных трубопроводов, периодически проводится ревизия, которая проводится в установленном порядке. Результаты этой ревизии дают основание для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации. Далее в установленном порядке проводится продление сроков службы трубопровода или при необходимости работы по текущему ремонту. Сроки проведения ревизий устанавливаются в зависимости от скорости коррозионно-эрозионного износа трубы и ее долговечности.

Для расчета долговечности трубопровода и установки срока ревизии, используем действующий проект ПАО «ГАЗПРОМ» газотранспортную систему «Сахалин-Хабаровск-Владивосток».

1. «Сахалин – Хабаровск - Владивосток»

В период прохождения преддипломной практики, в ООО «СТРОЙГАЗМОНТАЖ» была изучена документация по строительству и эксплуатации первого пуского комплекса газотранспортной системы «Сахалин-Хабаровск-Владивосток». По полученным данным произведем расчет показателей надежности при текущем ремонте на линейной части магистрального газопровода.

Для начала разберем деятельность организации при строительстве газопровода «Сахалин-Хабаровск-Владивосток».

Газотранспортная система «Сахалин-Хабаровск-Владивосток» сооружается с целью реализации «Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР». Основной ресурсной базой для развития ГТС станет месторождение шельфа Сахалина , в том числе проекта «Сахалин-3»

Рисунок 2.1 Сварка первого стыка газопровода «Сахалин-Хабаровск-Владивосток»

Общая протяженность ГТС – 1830 км (Рис. 3). Первый пусковой комплекс Рисунок 2.2 Схема ГТС «Сахалин – Хабаровск – Владивосток»

мощностью 6 млрд м³ газа в год и протяженностью 1350 км был запущен в эксплуатацию в сентябре 2011 г.

Трасса ГТС берет начало на Сахалине, затем пересекает пролив Невельского и далее проходит рядом с городами Комсомольск-на-Амуре, Хабаровск и заканчивается около Владивостока. Почти половина трассы газопровода (240 км) на участках строительства ООО «СГМ», прошла по сейсмоопасным районам. Треть части магистрали проходила в Хабаровском крае в скальных грунтах. В Приморском крае характеризующимся горными местностями, прошли 128 км газопровода.

В
Приморском крае Группой компаний СГМ выполнен уникальный (аналогов в мире ему нет) трехкилометровый переход через пролив Босфор Восточный (рисунок 2.3) методом ННБ в ходе строительства газопровода на остров Русский, который позволил обеспечить энергией объекты 24-го саммита АТЭС-2012. Первый сахалинский газ по его основной нитке был подан на остров одновременно с вводом в эксплуатацию магистрального газопровода Сахалин — Хабаровск — Владивосток в сентябре 2011 года. В мае 2012-го завершилось строительство второй (резервной) нитки, с пуском которой была обеспечена устойчивая подача газа потребителям.

Рисунок 2.3 Схема прокладки перехода через пролив Босфора Восточный.

На всем протяжении трассы ГТС размещены 14 компрессорных станций, которые обеспечивают ежегодную транспортировку порядка 30 млрд куб. м сахалинского газа.

Генеральным подрядчиком ООО «Газпром инвест Восток» по строительству линейной части магистрального газопровода (540 км), и головной компрессорной станции «Сахалин», выступило ООО «СТРОЙГАЗМОНТАЖ». Компания входит в 40 крупнейших компаний Россия по объему реализации продукции. Среди компаний, получающих более 25% выручки от выполненых работ в нефтегазовом строительстве, ООО «СГМ» занимает 1-е место по России и СНГ, входит в четверку лучших строительных фирм Европы и в число 20 ведущих подрядчиков мира.[8]

Для транспорта газа от газопроводов Сахалин-1, Сахалин-2 и в дальнейшем от газопровода проекта «Сахалин-3» в районе Боатасино с притоком газа в районе Хабаровска от перспективного газопровода с Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения до границы РФ с КНДР на основании гидравлических расчетов предусматриваются следующие сооружения и их характеристики:

• магистральный газопровод DN 1200 РN 9,8 МПа протяженностью L=1836,73 км в том числе участок двухниточного подводного перехода через пролив Невельского DN 1000 РN 9,8 МПа протяженностью L=23,0 км;

• газопровод-отвод к ГРС г. Владивосток DN 1000 РN 7,4 МПа протяженностью 59,5 км и DN 700 РN 7,4 МПа протяженностью 63 км;

• газопровод-отвод к ГРС на о. Русский DN 200 РN 9,8 МПа протяженностью 16,4 км с устройством резервной нитки DN 200 РN 9,8 МПа на подводном переходе через Амурский залив протяженностью 15,38 км:

• узел подключения ГКС, совмещенный с узлом запуска ВТУ DN1200;

• узлы подключения КС1 - КС13 совмещенные с узлами запуска и приема ВТУ DN1200 РN 9,8 МПа с устройством конденсатосборников;

• узел подключения КС3 совмещенный с узлом приема ВТУ DN1200 РN 9,8 МПа с устройством конденсатосборника;

• узел подключения КС6 совмещенный с узлом запуска ВТУ DN1200 РN 9,8 МПа;

• совмещенный узел приема DN1200 РN 9,8 МПа с устройством конденсатосборника и узел запуска DN1000 РN 9,8 МПа ВТУ на подводном переходе через пролив Невельского;

• узел запуска ВТУ DN1000 РN 9,8 МПа на резервной нитке подводного перехода через пролив Невельского;

• узел приема ВТУ DN1000 РN 9,8 МПа на резервной нитке подводного перехода через пролив Невельского с устройством конденсатосборника;

• совмещенный узел приема DN1000 РN 9,8 МПа с устройством конденсатосборника и узел запуска DN1200 РN 9,8 МПа ВТУ на подводном переходе через пролив Невельского;

• узел запуска ВТУ DN1200 РN 9,8 МПа – 4 шт;

• узел приема ВТУ DN1200 РN 9,8 МПа с устройством конденсатосборника

Толщина труб линейного участка газопровода варьируется от 17.8 мм – 25 мм, в зависимости от мест и условий грунта-залеганий.

Для расчета потребуется не весь участок протяженностью 1830 км. Используем Ульчсикий район, на 274 км до 385 км. (Приложение 1) Не брав в расчет переходы и узлы, остановимся на линейной части состоящей только из самого трубопровода.

1. Расчет показателей надежности

Согласно СНиП 2.05.06-85 и проектной документации расчетный срок эксплуатации магистрального трубопровода составляет 25-30 лет. Для газопровода высокого давления предусматривается ревизия в установленном порядке. Как основной метод контроля за надежной и безопасной эксплуатацией. Результаты ревизии дают оценку состояния газопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.

Для расчета показателей надежности используются данные по участку Ульчинского района линейной части магистрального трубопровода. На данном участке высокая вероятность быстрого коррозионно-эрозионного износа трубы по причине условий эксплуатации. Согласно ревизии запланированной на каждые 4 года, было выявлено: что в течении эксплуатации линейной части трубопровода, состоящей из сваренных между собой труб, суммарное количество отказавших за анализируемый период составило 7 шт. При этом, количество исправных элементов на момент начала эксплуатации составляло 60 трубо-звеньев. Планируемый текущий ремонт осуществляется спустя 6 лет эксплуатации. К моменту ремонта отказавших элементов стало на 8 больше.

Необходимо подобрать оптимальные сроки ревизии и установить период текущего ремонта для оптимизации эксплуатации магистрального трубопровода.

Для расчетов, разобьем 6 лет, на оптимальные интервалы наработки, для более точного вычисления. Интервал наработки возьмем - 12 мес. Согласно ревизии запланированной на каждые 4 года, было выявлено: что в течении эксплуатации линейной части трубопровода, состоящей из сваренных между собой труб, количество отказавших труб за анализируемый период составило = 7 шт. К моменту начала ремонта, = 8 шт. Сумма отказавших элементов, за 6 лет эксплуатации = 15шт. При этом количество исправных элементов на момент начала эксплуатации составляло: = 60 шт.

Характеристики

Список файлов ВКР