Общие сведения о транспортировке газа

Общие сведения о транспортировке газа

В настоящее время основным видом транспорта является трубопроводный. Газ под давлением 75 атмосфер движется по трубам диаметром до 1,4 метра. По мере продвижения газа по трубопроводу он теряет энергию, преодолевая силы трения как между газом и стенкой трубы, так и между слоями газа. Поэтому через определённые промежутки необходимо сооружать компрессорные станции (КС), на которых газ дожимается до 75 атм. Сооружение и обслуживание трубопровода весьма дорогостояще, но тем не менее - это наиболее дешёвый способ транспортировки газа и нефти.

Кроме трубопроводного транспорта используют специальные танкеры - газовозы. Это специальные корабли, на которых газ перевозится в сжиженном состоянии при определённых термобарических условиях. Таким образом для транспортировки газа этим способом необходимо протянуть газопровод до берега моря, построить на берегу сжижающий газ завод, порт для танкеров, и сами танкеры. Такой вид транспорта считается экономически обоснованным при отдалённости потребителя сжиженного газа более 3000 км.

В 2004 международные поставки газа по трубопроводам составили 502 млрд м, сжиженного газа - 178 млрд м.

Также есть и другие проекты транспортировки газа, например с помощью дирижаблей, или в газогидратном состоянии, но эти проекты не нашли широкого применения в силу различных причин.

Система транспортирования и распределения газа содержит сле­дующие основные элементы:

- ПГРС - промысловую газорегулирующую станцию;

- ГРС - газораспределительную станцию;

- ГРП - газораспределительный пункт;

- КС - компрессорную станцию, включающую в качестве основного технологического элемента компрессорный цех с газоперекачивающим аг­регатом (ГПА);

- КРП - крупный газорегулирующий пункт;

- ПХГ - пункт хранения газа.

Одним из важных элементов промысловой газорегулирующей стан­ции (ПГРС), особенно на газоконденсатных месторождениях, является ус­тановка для Низкотемпературной обработки природного газа. Установка служит для снижения температуры природного газа с целью выделения из него газового конденсата.

На выходе узла измерения расхода газового промысла берет начало магистральный газопровод. Для подачи газа потребителям, находящимся вдоль трассы газопровода, а также для удовлетворения собственных нужд компрессорной станции в топливном газе сооружаются газораспредели­тельные станции (ГРС), на них осуществляется дополнительная подготов­ка газа и снижение его давления до требуемого уровня.

При движении газа по трубопроводу вследствие гидравлического со­противления давление газа постепенно снижается, увеличивается его рабо­чий объем и, следовательно, скорость движения. При этом растут потери энергии, расходуемой на продвижение газа по трубопроводу, со­противление потоку газа» что приводит к ограничению пропускной спо­собности газопровода.

Магистральный газопровод разбивается на участки 80...120 км, на стыках которых сооружаются компрессорные станции, служащие для пе­рекачки газа посредством повышения давления газа в газопроводе на 1,6...2,5 МПа, что примерно равно падению давления газа в трубопроводе при его движении по предшествующему КС участку. Вследствие этого обеспечиваются условия постоянной объемной пропускной способности газопровода.

Рис. 2. Магистральный газопровод с компрессорными станциями

Компрессорный цех* с газоперекачивающим агрегатом (ГПА) являет­ся основным технологическим объектом КС. На КС может быть несколько компрессорных цехов с различными типами ГПА. Обычно число цехов на КС соответствует числу ниток магистральных газопроводов, которые под­ходят к КС. По мере прокладки новых ниток газопровода на КС преду­сматривается строительство новых компрессорных цехов.

Добыча природного газа

Природный газ содержит 90-99% углеводородов, которые состоят преимущественно из метана (простейшего углеводорода) вместе с небольшими количествами этана, пропана и бутана. Природный газ также содержит следы азота, водяных паров, углекислого газа, сероводорода и случайных инертных газов, таких как аргон или гелий. Природные газы, содержащие более 50 г/м3 углеводородов с молекулами из трех и более атомов углерода, классифицируются как «тощие» газы.

В зависимости от того, как он используется в качестве топлива, природный газ либо сжимается, либо сжижается. Природный газ из газовых и газоконденсатных месторождений перерабатывается в поле, для того чтобы удовлетворять определенным транспортным критериям перед сжатием и попаданием в газопроводы. Такая подготовка включает в себя удаление воды при помощи сушильного оборудования (дегидраторов, сепараторов и нагревателей), удаление нефти при помощи коалесцирующих фильтров и удаление твердых веществ при помощи фильтрации. Сероводород и углекислый газ также удаляются из природного газа, для того чтобы они не разъедали трубопроводы, транспортное и компрессионное оборудование. Пропан, бутан и пентан, присутствующие в природном газе, также удаляются перед его передачей по трубопроводу, для того чтобы они не конденсировались и не образовывали жидкости в системе.

Природный газ транспортируется по трубопроводу от газового месторождения на установки сжижения, где он сжимается и охлаждается примерно до -162оС для производства сжиженного природного газа (LNG).

Существует два типа скважин, через которые добывается природный газ. Влажные газовые скважины дают газ, который содержит растворенные жидкости, а сухие газовые скважины дают газ, который трудно поддается сжижению.

После того как природный газ извлечен из добывающей скважины, он направляется на газовые установки для переработки. Переработка газа требует знания того, как температура и давление взаимодействуют и влияют на свойства как жидкостей, так и газа. Почти все газоперерабатывающие установки перерабатывают газы, которые представляют собой смеси разных молекул углеводородов. Целью газопереработки является разделение этих газов на компоненты аналогичного состава посредством разных процессов, таких как абсорбция, разделение на фракции (фракционирование) и циклирование, для того чтобы могли транспортироваться и использоваться потребителями.

Процесс абсорбции

Абсорбция включает в себя три стадии переработки: извлечение, удаление и разделение.

Извлечение. Удаляет нежелательные остаточные газы и часть метана путем их поглощения из природного газа. Абсорбция происходит в колонне противоточного типа, в которой скважинный газ поступает на дно колонны и протекает вверх через поглотительное масло, которое течет вниз. Абсорбционное масло является «тощим», когда оно поступает в верхнюю часть колонны, и «богатым», когда оно покидает ее дно, поскольку оно поглощает желательные углеводороды из газа. Газ, покидающий верх колонны, называется «остаточным газом».

Абсорбция может также завершаться охлаждением. Остаточный газ используется для предварительного охлаждения входящего газа, который затем проходит через блок газокристаллизатора при температуре от 0оС до -40оС. Тощее поглотительное масло прокачивается через газокристаллизатор перед контактированием с охлажденным газом в поглотительном блоке. Большинство установок используют пропан в качестве охлаждающего агента в кристаллизаторах. Гликоль нагнетается непосредственно в поток входящего газа для смешивания с частью воды, содержащейся в газе, чтобы предупредить замораживание и образование гидратов. Гликоль-водяная смесь отделяется от углеводородного пара и жидкости в гликолевом сепараторе, а затем снова сгущается за счет выпаривания воды в блоке регенератора.

Удаление. Следующей стадией процесса абсорбции является удаление метана, или деметанизация. Оставшийся метан удаляется из обогащенного масла в установках извлечения этана. Обычно это - двухфазный процесс, который сначала извлекает, по крайней мере, половину метана из обогащенного масла за счет снижения давления и повышения температуры. Оставшееся обогащенное масло содержит достаточно этана и пропана, для того чтобы сделать желательной реабсорбцию. Если отбираемый с верха колонны газ не идет на продажу, то он используется в качестве топлива для установки, или как предварительный сатуратор, или повторно перерабатывается во входящий газ в главном поглотителе.

Разделение. Последняя стадия процесса абсорбции, дистилляция, использует пары как среду для удаления желательных углеводородов из обогащенного поглотительного масла. Влажные дистилляторы используют в качестве отбирающей среды водяные пары. В сухих дистилляторах в качестве отбирающей среды используются углеводородные пары, полученные в результате частичного испарения горячего масла, прокачанного через ребойлер дистиллятора. Дистиллятор регулирует температуру окончательного кипения и молекулярный вес тощего масла, а также температуру кипения смеси конечных углеводородных продуктов.

Прочие процессы

Фракционирование. Это - разделение желательной смеси углеводородов из абсорбционных колонн на конкретные, отдельные, относительно чистые продукты. Фракционирование возможно, когда две жидкости, называемые верхним продуктом и нижним (кубовым) продуктом, имеют разные температуры кипения. Процесс фракционирования состоит из трех частей: башни для разделения продуктов, ребойлера для нагревания входящих материалов и конденсора для удаления теплоты. Башня имеет множество поддонов, для того чтобы происходил обширный контакт между жидкостью и паром. Температура ребойлера определяет состав нижнего продукта.

Извлечение серы. Сероводород должен быть удален из газа перед отправкой его на продажу. Этот процесс выполняется в установках извлечения (восстановления) серы.

Циклирование газа. Циклирование газа не является ни средством поддержания давления, ни методом вторичного извлечения, а представляет собой метод добычи при искусственном поддержании энергии пласта, использующийся для увеличения добычи жидкостей природного газа из «влажных» газовых продуктивных пластов. После того, как из «влажного газа» извлечены жидкости, которые отправлены в установку циклирования, оставшийся «сухой газ» возвращается в продуктивный пласт через нагнетательные скважины. По мере рециркуляции «сухого газа» по продуктивному пласту он еще впитывает в себя жидкость. Циклы добычи, переработки и рециркуляции повторяются до тех пор, пока все жидкости, которые можно извлечь из газа, не будут удалены из продуктивного пласта, и в нем не останется только «сухой газ».

Анализ риска

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.

Изучение риска проводится в три стадии:

1. Предварительный анализ опасности.

Целью первой стадии анализа риска является определение системы и выявление в общих чертах потенциальных опасностей. Средствами к достижению понимания опасностей в системе являются инженерный анализ и детальное рассмотрение окружающей среды, процесса работы и самого оборудования.

На первой стадии производится:

1) Выявление источников опасности (Например, возможны ли отключения электроэнергии, принудительной вентиляции, прекращение функционирования системы автоматики, наличия источников возгорания, взрывы, пожары и т.д.);

2) Определение частей системы (подсистем), которых могут вызвать эти опасные ситуации (энергетические установки, турбодетандеры, приводы, сепараторы, коллекторы и др.).

2. Выявление последовательности опасных ситуаций.

Вторая стадия начинается после того, как определена конфигурация системы и завершен предварительный анализ опасностей. Дальнейшее исследование производят с помощью методов, обеспечивающих построение

1) дерева событий;

2) дерева отказов.

Эти два подхода при решении задачи анализа риска представляют из себя прямой анализ и анализ с обратным порядком. При выполнении анализа в прямом порядке существуют многочисленные методики оценок последствий развития аварийной ситуации, которые хорошо зарекомендовали себя в практика декларирования промышленной безопасности. В большинстве своем они базируются на методах анализа "деревьев событий". При построении дерева событии анализ начинается с определения инициирующего аварию события. Далее рассматриваются последовательности событий, при появлении которых авария развивается и прямом направлении.

Количественная оценка вероятностей появления неблагоприятных исходов, как правило, получается в предположении, что имеет место бинарная модель события - оно либо происходит, либо не происходит. Анализ с обратным порядком начинается с отыскания опасного состояния системы, от которого в обратном направлении выявляются возможные причины возникновения этого состояния. Обратный порядок характерен для анализа с помощью дерева отказов. Комбинированное использование обоих подходов позволяет решить задачу анализа риска.

3. Анализ последствий.

При анализе последствий используются данные, полученные на двух предыдущих стадиях.

При выполнении анализа в прямом порядке принимается ряд последовательностей событий, и составляются соответствующие этим последовательностям сценарии, оканчивающиеся опасными состояниями системы. Информация, которая должна быть собрана и обработана для написания сценария, состоит из сведений по взаимосвязи элементов и топографии системы, а также включает данные по отказам элементов я другим летальным характеристикам системы. Эти сведения оказываются затем полезными и для построения деревьев отказов.

Построение дерева событий

Рассмотрим построение дерева событий на примере ядерного реактора.

Пусть на первой стадии (предварительный анализ опасности) было установлено, что наибольший риск связан с радиоактивными утечками, а подсистемой, с которой начинается риск, является система охлаждения реактора (рис.1).

Рис.1. Семь главных задач, решаемых при анализе безопасности реактора.

Анализ риска на второй стадии начинается с прослеживания последовательности возможных событий, начиная от инициирующего события (разрушения трубопровода холодильной установки), вероятность которого равна РА.

Обратимся к блоку 1 и рассмотрим дерево событий (рис.2). Авария начинается с разрушения трубопровода, имеющего вероятность возникновения РА. Далее анализируются возможные варианты развития событий, которые могут последовать за разрушением трубопровода.

На основе анализа возможных событий строится дерево отказов (рис.2). При этом выполняется правило: верхняя ветвь соответствует желательному событию (“успех”), нижняя нежелательному (“отказ”).

А – поломка трубопровода; В – электропитание; С – автоматическая система охлаждения реактора; D – удаление радиоактивных продуктов; Е – целостность замкнутого контура.

Рис.2. Способ упрощения дерева событий.

На практике дерево отказов анализируют с помощью обычной инженерной логики и упрощают, отбрасывая “ненужные ” события.

Например, если отсутствует электропитание (В), то никакие действия, предусмотренные на случай аварии, не могут производиться (не работают насосы, системы охлаждения и т.д.). В результате, упрощенное дерево отказов не содержит выбора в случае отсутствия электропитания и т.д.

1)Pa=3*10^-3

2)Pa*Pe1=1.2*10^-4

3)Pa*Pd1=6*10^-6

4)Pa*Pd1*Pe2=2.4*10^-7

5)Pa*Pc1=6*10^-6

6)Pa*Pc1*Pe3=2.4*10^-7

7)Pa*Pc1*Pd2=1/2*10^-8

8) Pa*Pc1*Pd2*Pe4=4.8*10^-10

9) Pa*Pb=9*10^-6

10) Pa*Pb*Pe5=8.921*10^-6

11) Pa*Pb*Pd3=1.8*10^-8

12) Pa*Pb*Pd3*Pe6=7.2*10^-10

13)Pa*Pb*Pc2=1.8*10^-8

14)Pa*Pb*Pc2*Pe7=7.2*10^-10

15) Pa*Pb*Pc2*Pd4=3.6*10^-10

16)Pa*Pb*Pc2*Pd4*Pe8=1.44*10^-12

Построение дерева отказов

Деревья отказов являются сложными логическими структурами, их построение и количественный анализ требуют по меньшей мере твердых знаний булевой алгебры, теории множеств и других сложных разделов современной математики. Дерево отказов состоит из последовательностей событий, которые ведут к отказам системы или происшествию. Нежелательное событие в структуре дерева отказов помешается сверху (конечное событие) и соединяется с рядом более элементарных исходных отказов путем констатации событий и логических символов. Главное преимущество дерева отказов по сравнению с другими методами, заключается в том, что анализ ограничивается выявлением только тех элементов системы и событий, которые приводят к данному конкретному отказу системы или аварии.

При построении «дерева событий» для определения безопасности исходное событие аварии (ИСА) – наличие источника возгорания. В случае возникновения задымления в помещении автоматически срабатывает спринклерная система пожаротушения (ССП). При большом очаге пожара необходимо в соответствии с инструкцией включить систему пожаротушения (СП) и вызвать пожарных. Возможное «дерево событий» представлено на рис. выше, где «ступенька» верх означает срабатывание соответствующей системы, а «ступенька» вниз – ее отказ.

Анализ конечных условий показывает, что состояние под номером 3, связано с тяжелыми последствиями, поэтому путь, приводящий к конечному состоянию 3, является аварийным.

Постулируя очередное ИСА, аналогичным образом строится соответствующее «дерево событий», определяются возможные аварийные цепочки и вычисляется вероятность их реализации.

Рисунок 3. Условная схема построения дерева отказов

Вывод

В данной курсовой работе была построена схема соединения по надежности, определены вероятность безотказной работы устройства на заданном временном интервале t = 8 (лет) и средней наработки устройства на отказ.

Как показывают расчеты присоединение одного или нескольких дополнительных (резервных) элементов, предназначенных для обеспечения работоспособности объекта в случае отказа основного элемента, позволяют значительно увеличить показатели вероятности безотказной работы и средней наработки на отказ.

Список литературы

1. Надежность технических систем. Оценка показателей надежности элементов и систем. В. Воскобоев;

2. Надежность технических систем. Оценка технического состояния. В. Воскобоев;

3. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия, термины и определения.

4. ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования.

5. Безопасность жизнедеятельности./Под ред. С.В.Белова. 3-е изд. - М.: Высшая школа, 2001.

6. Безопасность жизнедеятельности. Безопасность технологических процессов и производств (Охрана труда). /П.П.Кукин, и др. - М.: Высш. шк., 1999.

7. РД 03-418-01. Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов.

Общие сведения о транспортировке газа

В настоящее время основным видом транспорта является трубопроводный. Газ под давлением 75 атмосфер движется по трубам диаметром до 1,4 метра. По мере продвижения газа по трубопроводу он теряет энергию, преодолевая силы трения как между газом и стенкой трубы, так и между слоями газа. Поэтому через определённые промежутки необходимо сооружать компрессорные станции (КС), на которых газ дожимается до 75 атм. Сооружение и обслуживание трубопровода весьма дорогостояще, но тем не менее - это наиболее дешёвый способ транспортировки газа и нефти.

Кроме трубопроводного транспорта используют специальные танкеры - газовозы. Это специальные корабли, на которых газ перевозится в сжиженном состоянии при определённых термобарических условиях. Таким образом для транспортировки газа этим способом необходимо протянуть газопровод до берега моря, построить на берегу сжижающий газ завод, порт для танкеров, и сами танкеры. Такой вид транспорта считается экономически обоснованным при отдалённости потребителя сжиженного газа более 3000 км.

В 2004 международные поставки газа по трубопроводам составили 502 млрд м, сжиженного газа - 178 млрд м.

Также есть и другие проекты транспортировки газа, например с помощью дирижаблей, или в газогидратном состоянии, но эти проекты не нашли широкого применения в силу различных причин.

Система транспортирования и распределения газа содержит сле­дующие основные элементы:

- ПГРС - промысловую газорегулирующую станцию;

- ГРС - газораспределительную станцию;

- ГРП - газораспределительный пункт;

- КС - компрессорную станцию, включающую в качестве основного технологического элемента компрессорный цех с газоперекачивающим аг­регатом (ГПА);

- КРП - крупный газорегулирующий пункт;

- ПХГ - пункт хранения газа.

Одним из важных элементов промысловой газорегулирующей стан­ции (ПГРС), особенно на газоконденсатных месторождениях, является ус­тановка для Низкотемпературной обработки природного газа. Установка служит для снижения температуры природного газа с целью выделения из него газового конденсата.

На выходе узла измерения расхода газового промысла берет начало магистральный газопровод. Для подачи газа потребителям, находящимся вдоль трассы газопровода, а также для удовлетворения собственных нужд компрессорной станции в топливном газе сооружаются газораспредели­тельные станции (ГРС), на них осуществляется дополнительная подготов­ка газа и снижение его давления до требуемого уровня.

При движении газа по трубопроводу вследствие гидравлического со­противления давление газа постепенно снижается, увеличивается его рабо­чий объем и, следовательно, скорость движения. При этом растут потери энергии, расходуемой на продвижение газа по трубопроводу, со­противление потоку газа» что приводит к ограничению пропускной спо­собности газопровода.

Магистральный газопровод разбивается на участки 80...120 км, на стыках которых сооружаются компрессорные станции, служащие для пе­рекачки газа посредством повышения давления газа в газопроводе на 1,6...2,5 МПа, что примерно равно падению давления газа в трубопроводе при его движении по предшествующему КС участку. Вследствие этого обеспечиваются условия постоянной объемной пропускной способности газопровода.

Рис. 2. Магистральный газопровод с компрессорными станциями

Компрессорный цех* с газоперекачивающим агрегатом (ГПА) являет­ся основным технологическим объектом КС. На КС может быть несколько компрессорных цехов с различными типами ГПА. Обычно число цехов на КС соответствует числу ниток магистральных газопроводов, которые под­ходят к КС. По мере прокладки новых ниток газопровода на КС преду­сматривается строительство новых компрессорных цехов.

Добыча природного газа

Природный газ содержит 90-99% углеводородов, которые состоят преимущественно из метана (простейшего углеводорода) вместе с небольшими количествами этана, пропана и бутана. Природный газ также содержит следы азота, водяных паров, углекислого газа, сероводорода и случайных инертных газов, таких как аргон или гелий. Природные газы, содержащие более 50 г/м3 углеводородов с молекулами из трех и более атомов углерода, классифицируются как «тощие» газы.

В зависимости от того, как он используется в качестве топлива, природный газ либо сжимается, либо сжижается. Природный газ из газовых и газоконденсатных месторождений перерабатывается в поле, для того чтобы удовлетворять определенным транспортным критериям перед сжатием и попаданием в газопроводы. Такая подготовка включает в себя удаление воды при помощи сушильного оборудования (дегидраторов, сепараторов и нагревателей), удаление нефти при помощи коалесцирующих фильтров и удаление твердых веществ при помощи фильтрации. Сероводород и углекислый газ также удаляются из природного газа, для того чтобы они не разъедали трубопроводы, транспортное и компрессионное оборудование. Пропан, бутан и пентан, присутствующие в природном газе, также удаляются перед его передачей по трубопроводу, для того чтобы они не конденсировались и не образовывали жидкости в системе.

Природный газ транспортируется по трубопроводу от газового месторождения на установки сжижения, где он сжимается и охлаждается примерно до -162оС для производства сжиженного природного газа (LNG).

Существует два типа скважин, через которые добывается природный газ. Влажные газовые скважины дают газ, который содержит растворенные жидкости, а сухие газовые скважины дают газ, который трудно поддается сжижению.

После того как природный газ извлечен из добывающей скважины, он направляется на газовые установки для переработки. Переработка газа требует знания того, как температура и давление взаимодействуют и влияют на свойства как жидкостей, так и газа. Почти все газоперерабатывающие установки перерабатывают газы, которые представляют собой смеси разных молекул углеводородов. Целью газопереработки является разделение этих газов на компоненты аналогичного состава посредством разных процессов, таких как абсорбция, разделение на фракции (фракционирование) и циклирование, для того чтобы могли транспортироваться и использоваться потребителями.

Процесс абсорбции

Абсорбция включает в себя три стадии переработки: извлечение, удаление и разделение.

Извлечение. Удаляет нежелательные остаточные газы и часть метана путем их поглощения из природного газа. Абсорбция происходит в колонне противоточного типа, в которой скважинный газ поступает на дно колонны и протекает вверх через поглотительное масло, которое течет вниз. Абсорбционное масло является «тощим», когда оно поступает в верхнюю часть колонны, и «богатым», когда оно покидает ее дно, поскольку оно поглощает желательные углеводороды из газа. Газ, покидающий верх колонны, называется «остаточным газом».

Абсорбция может также завершаться охлаждением. Остаточный газ используется для предварительного охлаждения входящего газа, который затем проходит через блок газокристаллизатора при температуре от 0оС до -40оС. Тощее поглотительное масло прокачивается через газокристаллизатор перед контактированием с охлажденным газом в поглотительном блоке. Большинство установок используют пропан в качестве охлаждающего агента в кристаллизаторах. Гликоль нагнетается непосредственно в поток входящего газа для смешивания с частью воды, содержащейся в газе, чтобы предупредить замораживание и образование гидратов. Гликоль-водяная смесь отделяется от углеводородного пара и жидкости в гликолевом сепараторе, а затем снова сгущается за счет выпаривания воды в блоке регенератора.

Удаление. Следующей стадией процесса абсорбции является удаление метана, или деметанизация. Оставшийся метан удаляется из обогащенного масла в установках извлечения этана. Обычно это - двухфазный процесс, который сначала извлекает, по крайней мере, половину метана из обогащенного масла за счет снижения давления и повышения температуры. Оставшееся обогащенное масло содержит достаточно этана и пропана, для того чтобы сделать желательной реабсорбцию. Если отбираемый с верха колонны газ не идет на продажу, то он используется в качестве топлива для установки, или как предварительный сатуратор, или повторно перерабатывается во входящий газ в главном поглотителе.

Разделение. Последняя стадия процесса абсорбции, дистилляция, использует пары как среду для удаления желательных углеводородов из обогащенного поглотительного масла. Влажные дистилляторы используют в качестве отбирающей среды водяные пары. В сухих дистилляторах в качестве отбирающей среды используются углеводородные пары, полученные в результате частичного испарения горячего масла, прокачанного через ребойлер дистиллятора. Дистиллятор регулирует температуру окончательного кипения и молекулярный вес тощего масла, а также температуру кипения смеси конечных углеводородных продуктов.

Прочие процессы

Фракционирование. Это - разделение желательной смеси углеводородов из абсорбционных колонн на конкретные, отдельные, относительно чистые продукты. Фракционирование возможно, когда две жидкости, называемые верхним продуктом и нижним (кубовым) продуктом, имеют разные температуры кипения. Процесс фракционирования состоит из трех частей: башни для разделения продуктов, ребойлера для нагревания входящих материалов и конденсора для удаления теплоты. Башня имеет множество поддонов, для того чтобы происходил обширный контакт между жидкостью и паром. Температура ребойлера определяет состав нижнего продукта.

Извлечение серы. Сероводород должен быть удален из газа перед отправкой его на продажу. Этот процесс выполняется в установках извлечения (восстановления) серы.

Циклирование газа. Циклирование газа не является ни средством поддержания давления, ни методом вторичного извлечения, а представляет собой метод добычи при искусственном поддержании энергии пласта, использующийся для увеличения добычи жидкостей природного газа из «влажных» газовых продуктивных пластов. После того, как из «влажного газа» извлечены жидкости, которые отправлены в установку циклирования, оставшийся «сухой газ» возвращается в продуктивный пласт через нагнетательные скважины. По мере рециркуляции «сухого газа» по продуктивному пласту он еще впитывает в себя жидкость. Циклы добычи, переработки и рециркуляции повторяются до тех пор, пока все жидкости, которые можно извлечь из газа, не будут удалены из продуктивного пласта, и в нем не останется только «сухой газ».

Анализ риска

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.

Изучение риска проводится в три стадии:

1. Предварительный анализ опасности.

Целью первой стадии анализа риска является определение системы и выявление в общих чертах потенциальных опасностей. Средствами к достижению понимания опасностей в системе являются инженерный анализ и детальное рассмотрение окружающей среды, процесса работы и самого оборудования.

На первой стадии производится:

1) Выявление источников опасности (Например, возможны ли отключения электроэнергии, принудительной вентиляции, прекращение функционирования системы автоматики, наличия источников возгорания, взрывы, пожары и т.д.);

2) Определение частей системы (подсистем), которых могут вызвать эти опасные ситуации (энергетические установки, турбодетандеры, приводы, сепараторы, коллекторы и др.).

2. Выявление последовательности опасных ситуаций.

Вторая стадия начинается после того, как определена конфигурация системы и завершен предварительный анализ опасностей. Дальнейшее исследование производят с помощью методов, обеспечивающих построение

1) дерева событий;

2) дерева отказов.

Эти два подхода при решении задачи анализа риска представляют из себя прямой анализ и анализ с обратным порядком. При выполнении анализа в прямом порядке существуют многочисленные методики оценок последствий развития аварийной ситуации, которые хорошо зарекомендовали себя в практика декларирования промышленной безопасности. В большинстве своем они базируются на методах анализа "деревьев событий". При построении дерева событии анализ начинается с определения инициирующего аварию события. Далее рассматриваются последовательности событий, при появлении которых авария развивается и прямом направлении.

Количественная оценка вероятностей появления неблагоприятных исходов, как правило, получается в предположении, что имеет место бинарная модель события - оно либо происходит, либо не происходит. Анализ с обратным порядком начинается с отыскания опасного состояния системы, от которого в обратном направлении выявляются возможные причины возникновения этого состояния. Обратный порядок характерен для анализа с помощью дерева отказов. Комбинированное использование обоих подходов позволяет решить задачу анализа риска.

3. Анализ последствий.

При анализе последствий используются данные, полученные на двух предыдущих стадиях.

При выполнении анализа в прямом порядке принимается ряд последовательностей событий, и составляются соответствующие этим последовательностям сценарии, оканчивающиеся опасными состояниями системы. Информация, которая должна быть собрана и обработана для написания сценария, состоит из сведений по взаимосвязи элементов и топографии системы, а также включает данные по отказам элементов я другим летальным характеристикам системы. Эти сведения оказываются затем полезными и для построения деревьев отказов.

Построение дерева событий

Рассмотрим построение дерева событий на примере ядерного реактора.

Пусть на первой стадии (предварительный анализ опасности) было установлено, что наибольший риск связан с радиоактивными утечками, а подсистемой, с которой начинается риск, является система охлаждения реактора (рис.1).

Рис.1. Семь главных задач, решаемых при анализе безопасности реактора.

Анализ риска на второй стадии начинается с прослеживания последовательности возможных событий, начиная от инициирующего события (разрушения трубопровода холодильной установки), вероятность которого равна РА.

Обратимся к блоку 1 и рассмотрим дерево событий (рис.2). Авария начинается с разрушения трубопровода, имеющего вероятность возникновения РА. Далее анализируются возможные варианты развития событий, которые могут последовать за разрушением трубопровода.

На основе анализа возможных событий строится дерево отказов (рис.2). При этом выполняется правило: верхняя ветвь соответствует желательному событию (“успех”), нижняя нежелательному (“отказ”).

А – поломка трубопровода; В – электропитание; С – автоматическая система охлаждения реактора; D – удаление радиоактивных продуктов; Е – целостность замкнутого контура.

Рис.2. Способ упрощения дерева событий.

На практике дерево отказов анализируют с помощью обычной инженерной логики и упрощают, отбрасывая “ненужные ” события.

Например, если отсутствует электропитание (В), то никакие действия, предусмотренные на случай аварии, не могут производиться (не работают насосы, системы охлаждения и т.д.). В результате, упрощенное дерево отказов не содержит выбора в случае отсутствия электропитания и т.д.

1)Pa=3*10^-3

2)Pa*Pe1=1.2*10^-4

3)Pa*Pd1=6*10^-6

4)Pa*Pd1*Pe2=2.4*10^-7

5)Pa*Pc1=6*10^-6

6)Pa*Pc1*Pe3=2.4*10^-7

7)Pa*Pc1*Pd2=1/2*10^-8

8) Pa*Pc1*Pd2*Pe4=4.8*10^-10

9) Pa*Pb=9*10^-6

10) Pa*Pb*Pe5=8.921*10^-6