авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |

«2 В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов СОВРЕМЕННЫЕ КОМПЬЮТЕРНЫЕ ТРЕНАЖЕРЫ В ТРУБОПРОВОДНОМ ТРАНСПОРТЕ Математические методы ...»

-- [ Страница 4 ] --

Решение же практических задач численного анализа прочности трубопро водных конструкций с использованием КПС должны проводить непосредственно инженерно-технические специалисты производственных предприятий, обращаясь к помощи экспертов (в виде консультаций) в особо сложных случаях. Для корректной работы с КПС и получения практически значимых результатов специалистам-производственникам необходимо будет только пройти краткосрочное обучение с применением КПТ.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, ГЛАВА Некоторые примеры современных компьютерных газодинамических и прочностных тренажеров 4.1. Общие замечания Выбор математических методов моделирования физических процессов функционирования трубопроводов для построения современных ГДТ и КПТ был обоснован в Главах 2 и 3. Выбранные методы в соответствии с положе ниями Раздела 1.3 формализуются в виде расчетных ядер специализированных (ограниченных по функциональным возможностям) версий высокоточных компьютерных газодинамических и прочностных симуляторов для фрагментов реальных или гипотетических сетей трубопроводов. Такие специализирован ные версии симуляторов ориентированы на их применение в компьютерных тренажерах исследовательского типа для обучения специалистов ТЭК безопас ным и эффективным приемам эксплуатации трубопроводных систем и управления транспортированием продуктов по ним. При этом используются некоторые специализированные надстройки над интерфейсными оболочками ГДС и КПС, расширяющие основные функции данных симуляторов только в части методологии обучения диспетчерского или эксплуатационного персона ла.

В этой Главе рассматриваются варианты практического применения ГДТ и КПТ в учебном процессе на курсах повышения квалификации диспетчерского и эксплуатационного персонала среднего звена газовой или нефтяной про мышленности. Изложение материала производится на примерах постановки и решения серий учебно-тренировочных задач. Оно сопровождается большим объемом графических иллюстраций и подробных пояснений. При представле нии результатов наряду с системой единиц СИ используются широко распространенные в газовой промышленности единицы технической системы.

Учитывая общую направленность настоящей монографии, основное внима ние в Главе 4 будет уделено описанию результатов работы расчетных ядер ГДТ и КПТ при решении учебно-тренировочных задач. Реализация на практике функций тренажеров, с помощью которых преподаватель контролирует и управляет процессом обучения и решением конкретных УТЗ, здесь не рассмат ривается.

Следует подчеркнуть, что для практического применения ГДТ и КПТ дос таточно использовать персональные компьютеры стандартной комплектации.

В заключение отметим, что рассматриваемые ГДТ и КПТ были разработаны с использованием соответствующих подсистем компьютерной аналитической системы «Alfargus» [14]. Для обеспечения требуемой скорости проведения рас © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 четов на практических занятиях, в ГДТ использовались более «мягкие» крите рии окончания итерационных процедур, чем в высокоточных ГДС. При этом разработчики ГДТ старались, чтобы отличие между «тренажерными» и высо коточными решениями не превышали 1% для любой точки расчетной схемы моделируемой трубопроводной сети.

4.2. Описание практического применения компьютерного газодинамического тренажера В данном Разделе описывается пример практического применения компью терного газодинамического тренажера, разработанного на базе ГДС трубопроводной сети гипотетического МГ. Газотранспортная сеть гипотетиче ского МГ содержит три компрессорные станции, объединенные четырьмя участками подземных двухниточных ЛЧМГ (рис. 4.1). Направление транспор тирования природного газа на рис. 4.1 задано слева направо (см. направление стрелок на рисунке).

Рис. 4.1. Топологическая схема газотранспортной системы гипотетического МГ Параметры моделируемых участков ЛЧМГ представлены в табл. 4.1. Длина межниточных перемычек составляет 20м. Расстояние между крановыми пло щадками 30000м.

Таблица 4. Параметры моделируемых участков ЛЧМГ Наружный диаметр труб, м 1, Шероховатость стенок труб, м 0, Толщина стенок труб, м 0, Коэффициент теплопроводности стенок труб, Вт ( м К ) 46, Толщина трубной изоляции, м 0, Коэффициент теплопроводности трубной изоляции, Вт ( м К ) 0, © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 110 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Все компрессорные станции гипотетического МГ имеют одинаковую тех нологическую схему, представленную на рис. 4.2. Станции оборудованы однотипными ГПА. При этом предполагается, что гипотетические газоперека чивающие агрегаты оснащены силовыми электроприводами и имеют возможность регулирования частот вращения валов ЦН.

Рис. 4.2. Технологическая схема гипотетической КС Регулирование степени сжатия каждого центробежного нагнетателя произ водится как изменением угла атаки направляющего устройства (лопаточной решетки) на входе ЦН, так и варьированием частоты вращения вала ЦН. Ис пользуемые при расчетах характеристики ЦН для различных углов атаки направляющего устройства представлены на рис. 4.3. Параметры приведения для ЦН объединены в табл. 4.2.

Таблица 4. Параметры приведения для моделируемого ЦН Приведенная температура, К Приведенный коэффициент сжимаемости 0, Приведенная газовая постоянная, кГ м ( кг К ) Номинальная частота вращения, мин © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Минимально допустимая приведенная объемная производительность, м 3 мин Максимально допустимая приведенная объемная производительность, м 3 мин Механические потери в подшипниках и редукторе центробежного нагнетателя ГПА, кВт Разработанный для данной трубопроводной системы компьютерный газо динамический тренажер позволяет моделировать неизотермические установившиеся и неустановившиеся режимы транспортирования природного газа. Теплообмен газового ядра с окружающей средой в ГДТ моделируется в результате решения серии двумерных сопряженных тепловых задач. При этом температура атмосферного воздуха на протяжении всей моделируемой ГТС принимается равной +20°C, а температура грунта ниже глубины прокладки трубопровода: +13°C.

Начальное состояние ГТС приведено в табл. 4.3 и 4.4. Все линейные краны и краны на межниточных перемычках считаются открытыми.

Рис. 4.3. Характеристики моделируемого центробежного нагнетателя ГПА [55] © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 112 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Таблица 4. Стартовые параметры работы компрессорных станций в ГДТ Обозначение компрессорных станций КС1 КС2 КС Количество работающих ГПА на каждой КС 2 2 Номер ступени нагнетания 1 1 Частота вращения валов ЦН для каждого ГПА на 8000 8000 КС, мин Угол поворота направляющих устройств в ЦН для -20 0 + каждого ГПА на КС, градусы Таблица 4. Стартовые параметры работы ГТС в ГДТ Давление газа на входе ГТС, МПа 3, Температура газа на входе ГТС, !C Приведенный объемный расход газа на выходе каждой нитки ЛЧМГ, 0, млн.н.м3/час Приведенный объемный расход газа на отборе №1, млн.н.м3/час 0, Приведенный объемный расход газа на отборе №2, млн.н.м /час 0, Начальное распределение параметров транспортирования природного газа в сети представлено на рис. 4.4–4.6. При этом на рис. 4.4 над изображениями КС, входов и выходов ГТС в верхних строках записаны значения рабочих давлений транспортируемого газа [МПа], в нижних – значения приведенных к стандарт ным условиям объемных расходов газа [млн.н.м3/час]. Над изображениями кранов указаны значения рабочих давлений природного газа [МПа].

Рис. 4.4. Топологическая схема ГТС с привязкой значений основных параметров транспортирования природного газа в контрольных точках © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.5. Начальные распределения давления [МПа] и приведенного объемного расхода природного газа [млн.н.м3/час] вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке № Рис. 4.6. Начальные распределения давления [МПа] и температуры [°С] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке № © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 114 Некоторые примеры компьютерных тренажеров На рис. 4.5 и 4.6 представлены начальные распределения давления, темпе ратуры и приведенного объемного расхода газа для всех участков ЛЧМГ по нитке №1 (на рис. 4.4 эта нитка изображена сверху более светлым тоном). Над верхней границей графика приведены условные названия участков: IN0 LI0- – участок нитки №1 от входа в ГТС до КС1, LI0-30 – участок нитки №1 от КС до крановой площадки КП1, LI30-60 – участок нитки №1 от крановой площад ки КП1 до крановой площадки КП2 и т.д. Распределение параметров газа для всех участков ЛЧМГ по нитке №2 аналогично распределению по нитке №1.

При моделировании природный газ условно считается однокомпонентным газом с известными физико-химическими свойствами, соответствующими ме тану. В ГДТ для всех нижеследующих УТЗ заданы единые технологические ограничения на функционирование моделируемой ГТС. Их список имеет вид:

• максимальное давление транспортируемого газа в трубопроводах ГТС не должно превышать 4,5МПа;

• минимальное давление газа на входах КС и выходах ГТС не должно быть ниже 3,0МПа;

• диапазон изменения частот вращения валов ЦН для всех ГПА в ГТС со ставляет 65008500мин-1;

• диапазон изменения углов поворота направляющих устройств в ЦН для всех ГПА в ГТС распространяется от -35° до +35°.

Рассматриваемые здесь учебно-тренировочные задачи предназначены для подготовки и проведения практических занятий при обучении диспетчерского персонала газотранспортного предприятия. Данный набор УТЗ был разработан А.Л. Бойченко и В.В. Киселевым при участии В.Е. Селезнева по результатам проведения ими в 2005 и 2006 годах серии практических занятий на Факульте те повышения квалификации специалистов ОАО «Газпром» при НОУ СПО «Волгоградский колледж газа и нефти ОАО «Газпром». При этом занятия с ис пользованием ГДТ «Alfargus/DispatcherTrainingSystem», прежде всего, были ориентированы на выработку у обучаемых специалистов навыков:

• проведения анализа параметров текущих режимов функционирования ГТС;

• краткосрочного прогнозирования изменений параметров режимов функ ционирования ГТС при осуществлении управляющих воздействий;

• безопасного и эффективного управления широким спектром режимов транспортирования природного газа через ГТС;

• применения в своей работе современных компьютерных технологий и вы числительной техники для анализа параметров транспортирования газа и управления режимами его перекачки и распределения.

Набор УТЗ включает в себя задачи двух типов, ориентированных на прове дение практических занятий с диспетчерами разного уровня подготовки:

базовые УТЗ и так называемые УТЗ в режиме реального времени.

Базовые УТЗ используются на стадии первоначального обучения. В этих УТЗ для упрощения процесса выработки основных навыков управления ГТС из © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 всего комплекса внешних воздействий на газотранспортную сеть в каждой за даче выделяется только одно. Остальные внешние факторы считаются неизменными. Для исследуемого воздействия выбирается простая форма его реализации. Таким образом, обучаемому специалисту заранее известны все па раметры внешних воздействий и перед ним ставится задача определить управляющие воздействия на ГТС для обеспечения заданных режимов транс портирования газа.

УТЗ в режиме реального времени предназначены для обучения, трениров ки и проверки профессиональных навыков опытных диспетчеров. Решение данных УТЗ происходит в режиме реального времени. При этом в процессе решения могут изменяться одновременно несколько внешних факторов, при чем о некоторых изменениях обучаемый может не знать заранее. Обучаемый специалист в интерактивном режиме задает управляющие воздействия (оборо ты валов ЦН, состояние кранов и т.п.). Задачи данного типа максимально используют возможности ГДТ по высокоточному моделированию процесса управления реальной трубопроводной сетью и позволяют проводить обучение и тренировки диспетчерского персонала на полном спектре режимов работы ГТС, включая аварийные ситуации.

В данной Главе рассматриваются УТЗ с наиболее характерными внешними и управляющими воздействиями, что позволяет ознакомить читателя с типо выми вариантами применения в учебном процессе современных компьютерных тренажеров, не загромождая при этом Главу 4 излишними под робностями.

4.2.1. Учебно-тренировочная задача 1 «Определение управляющих воздействий при возрастании приведенного объемного расхода газа на выходе ГТС»

Постановка задачи. Пусть запись времени начала анализа ГТС в данной задаче имеет вид (это необходимо для корректной имитации показаний SCADA-системы): 19/01/2006 09:00:00. В течение 45 минут приведенный объ емный расход газа на выходе ГТС (см. рис. 4.1) увеличивается на 5% (с 0,48млн.н.м3/час до 0,504млн.н.м3/час по каждой нитке ЛЧМГ) и затем сохраня ется на достигнутом уровне в течение 23 часов (рис. 4.7).

В данной УТЗ требуется определить управляющие воздействия, обеспе чивающие транспортирование природного газа через моделируемую ГТС в течение суток при соблюдении заданных технологических ограничений.

Замечания о необходимости осуществления управляющих воздействий.

Если не предпринимать никаких управляющих воздействий на оборудование ГТС, то через 17 часов «модельного времени» давление природного газа на вы ходе анализируемой сети станет меньше 3,0МПа. Таким образом, будет нарушено заданное ограничение на минимальное давление на выходе ГТС.

Распределение основных параметров транспортирования газа по сети через су тки после роста расхода газа представлено на рис. 4.8–4.10. Графики изменения давления на входах (и выходах) каждой КС и сети в целом в течение 24 часов © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 116 Некоторые примеры компьютерных тренажеров представлены на рис. 4.11 и 4.12.

Рис. 4.7. Закон изменения приведенного объемного расхода на выходах нитки №1 и нитки №2 ГТС [млн.н.м3/час] Рис. 4.8. Основные параметры работы ГТС в контрольных точках через 24 часа Вышесказанное свидетельствует о необходимости проведения упреждаю щих управляющих воздействий на оборудование сети для обеспечения транспортирования природного газа с соблюдением заданных технологических ограничений.

Проведение моделирования работы ГТС в нестационарной постановке по зволяет определить динамику изменения режима работы сети, что в свою очередь наглядно демонстрирует запас времени, которым располагает диспет чер для принятия решения и осуществления управляющих воздействий (в данном примере в распоряжении диспетчера менее 17 часов, учитывая время отклика системы на управляющие воздействия).

Отдельно необходимо отметить, что стационарного режима функциони рования рассматриваемой ГТС с первоначальными параметрами работы газоперекачивающего оборудования и новым (увеличенным) значением объ емного расхода газа не существует, поскольку при поиске решения давление газа перед КС3 получается меньше 3,0МПа и рабочая точка на характеристиках ЦН попадает в зону неустойчивых режимов работы ЦН. Попытка решить зада чу с новыми граничными условиями в стационарной постановке приводит к сообщению об ошибке.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.9. Распределение давления [МПа] и приведенного объемного расхода [млн.н.м3/час] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке № через 24 часа Рис. 4.10. Распределение давления [МПа] и температуры [°С] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 через 24 часа © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 118 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Рис. 4.11. Изменение давления [0,1 МПа] газа на входе сети (на рисунке обозначается – NET IN) и выходах КС1 (CS1), КС2 (CS2), КС3 (CS3) в течение 24 часов Рис. 4.12. Изменение давления [0,1 МПа] газа на выходе сети (на рисунке обозначается – NET OUT) и входах КС в течение 24 часов © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Пример решения УТЗ. На начальном этапе решения задачи необходимо определить в первом приближении параметры работы газоперекачивающего оборудования, которые обеспечивают транспортирование газа с новыми гра ничными условиями. Поскольку, в соответствие с постановкой данной УТЗ, все внешние воздействия (кроме расхода газа на выходе сети) остаются неиз менными, на данном этапе задачу можно решать в стационарной постановке. В качестве управляющих воздействий в этой УТЗ можно принять включение до полнительно по одному ГПА на каждой из КС с одновременным снижением частот вращения валов ЦН с 8000мин-1 до 7200мин-1 для предотвращения пом пажа в системе «ЦН – технологические трубопроводы КС».

Результаты решения задачи в стационарной постановке представлены на рис. 4.13–4.15. Давление газа на выходе ГТС в этом случае составляет 3,29МПа, что обеспечивает для диспетчера некоторый запас по давлению.

Рис. 4.13. Параметры работы ГТС при включении дополнительных ГПА (стационарный режим) На следующем этапе решения УТЗ необходимо определить сценарий осу ществления выбранных воздействий. Моделирование динамических режимов работы ГТС в ГДТ позволяет убедиться, что в процессе реализации выбранно го сценария, технологические ограничения не будут нарушены. При решении нестационарной задачи рассмотрим следующий сценарий: интервал включения ГПА на соседних КС составляет 15 минут (на КС1 включение дополнительного ГПА и задание нового значения частот вращения валов ЦН происходит в 9 ча сов 15 минут, на КС2 – в 9 часов 30 минут, на КС3 – в 9 часов 45 минут).

График изменения частоты вращения вала ЦН №1 на КС1 представлен на рис.

4.16.

Распределения параметров транспортирования газа по ГТС через 23 часа после возрастания расхода газа на выходе ГТС (т.е., на момент времени 20/01/2006 09:00:00) при указанном сценарии управляющих воздействий пред ставлены на рис. 4.17–4.19, изменение давления газа на входах и выходах каждой КС и ГТС в целом в течение 24 часов – на рис. 4.20 и 4.21. Из пред ставленных результатов видно, что переходные процессы, связанные с ростом расхода газа и изменением параметров работы ГПА по длительности не пре вышают 68 часов. Таким образом, своевременные управляющие воздействия на ГТС позволяют избежать не только нарушения технологических ограниче ний, но и нежелательных динамических процессов.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 120 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Рис. 4.14. Распределение давления [МПа] и приведенного объемного расхода [млн.н.м3/час] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 при включении дополнительных ГПА (стационарный режим) Рис. 4.15. Распределение давления [МПа] и температуры [°С] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 при включении дополнительных ГПА (стационарный режим) © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.16. Изменение частоты вращения [мин-1] вала ЦН №1 на КС Рис. 4.17. Параметры работы ГТС на момент времени 20/01/2006 09:00: Рис. 4.18. Распределение давления [МПа] и приведенного объемного расхода [млн.н.м3/час] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 на момент времени 20/01/2006 09:00: © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 122 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Рис. 4.19. Распределение давления [МПа] и температуры [°С] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 на момент времени 20/01/2006 09:00: Рис. 4.20. Изменение давления [0,1 МПа] газа на входе ГТС и выходах КС в течение 24 часов © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.21. Изменение давления [0,1 МПа] газа на выходе ГТС и входах КС в течение 24 часов Пример применения методов оптимизации. Для поиска управляющих воздействий, обеспечивающих, кроме выполнения технологических ограниче ний, минимальные затраты потребляемой мощности, в ГДТ включена возможность проведения оптимизации стационарного текущего или планируе мого (стационарного) режима работы ГТС.

Ограничение функциональных возможностей ГДТ, связанное с отказом от рассмотрения оптимизации нестационарных режимов при решении УТЗ, объ ясняется только лимитом времени, существующим на практических занятиях.

Для возможности учета правил управления конкретной газотранспортной сетью, текущего состояния газоперекачивающего оборудования, долгосрочных прогнозов режимов работы ГТС и т.п., при поиске оптимального решения мо гут накладываться дополнительные ограничения на диапазоны изменений допустимых значений давления газа на выходе каждой КС (см. рис. 4.22а) и на количество обязательно работающих и доступных при оптимизации ГПА на каждой КС (см. рис. 4.22б). Поясним эти ограничения на конкретном примере.

В данной УТЗ можно считать, что в рассматриваемый период времени сни жения объемов транспортирования газа не будет. Наличие еще двух ГПА на каждой КС обеспечивает необходимое резервирование. Здесь предпочтитель режимом работы газоперекачивающего оборудования будет ным использование двух или трех ГПА, работающих в одну ступень. Для этого не обходимо задать количество доступных при оптимизации ГПА в первой ступени равным 3, количество обязательно включенных ГПА в первой ступени равным 2. Для второй ступени эти параметры должны иметь нулевые значения (см. рис. 4.22б).

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 124 Некоторые примеры компьютерных тренажеров а) б) Рис. 4.22. Параметры оптимизации для КС1: а) задание интервала давления газа на выходе КС;

б) задание количества доступных и обязательно работающих ГПА Таким образом, задание данных параметров позволяет при проведении опти мизации автоматически учитывать все дополнительные требования диспетчера к режимам работы газоперекачивающего оборудования.

При проведении оптимизации в ГДТ предусмотрена возможность примене ния либо оценочного метода, основанного на алгоритмах динамического программирования, либо гибридного метода В.Е. Селезнева для оптимизации сети КС [13, 14]. На рис. 4.23 результаты применения гибридного метода обо значаются термином «уточненная оптимизация». Гибридная оптимизация позволяет определить режимы работы газоперекачивающего оборудования, обеспечивающие снижение затрат потребляемой мощности, по сравнению с режимами, полученными при оценочной оптимизации.

Рис. 4.23. Выбор в ГДТ метода оптимизации Для иллюстрации, в первой УТЗ приведем примеры применения гибридно © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 го и оценочного методов оптимизации. Для остальных УТЗ будем рассматри вать только гибридный метод оптимизации. Оценочный метод может применяться при проведении практических занятий в случае существенного ограничения на время, отведенное преподавателем на решение УТЗ.

В данной УТЗ управляющие воздействия можно определить при решении задачи снижения затрат на транспортирование природного газа при планируе мом стационарном режиме работы ГТС. В этом случае, кроме обычных граничных условий, необходимо дополнительно указывать значение давления газа на выходе последней работающей КС в ГТС, соответствующее производ ственному заданию.

В качестве требуемого давления газа на выходе КС3 может быть задана ве личина давления, соответствующая начальному состоянию ГТС и равная 3,734МПа. Это значение отличается от величины давления, полученной в рас смотренном выше примере решения УТЗ, менее, чем на 1%.

В соответствии с ранее перечисленными параметрами конфигурации газо перекачивающего оборудования каждой КС для первой ступени задается:

количество доступных при оптимизации ГПА – 3;

количество обязательно включенных ГПА – 2. Для второй ступени каждой КС указывается количество доступных при оптимизации ГПА и количество обязательно включенных ГПА (в нашем случае – 0).

В результате решения оптимизационной задачи определяется режим работы газоперекачивающего оборудования ГТС (стационарный режим 1), представ ленный в табл. 4.5. Символом «/» разделены параметры, полученные с применением оценочного и гибридного методов оптимизации. Параметры ра боты ГТС и распределения газодинамических параметров вдоль нитки №1, найденные гибридным методом оптимизации, приведены на рис. 4.24–4.26.

Таблица 4. Параметры работы компрессорных станций после оптимизации (стационарный режим 1) Обозначение компрессорных КС1 КС2 КС станций Количество работающих ГПА на 3 3 каждой КС Номер ступени нагнетания 1 1 Частота вращения валов ЦН для 7464/7608 6978/6828 6613/ каждого ГПА на КС, мин Угол поворота направляющих -4 / -5 -5 / -3 -5 / устройств в ЦН для каждого ГПА на КС, градусы В случае задания в качестве требуемого значения давления газа на выходе КС © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 126 Некоторые примеры компьютерных тренажеров величины минимально допустимого давления, равного 3,55МПа, по результа там оптимизации планируемого режима определяются новые параметры работы газоперекачивающего оборудования (стационарный режим 2) (см. табл.

4.6). Параметры работы ГТС и распределения газодинамических параметров вдоль нитки №1, получаемые гибридным методом оптимизации, приведены на рис. 4.27–4.29.

Рис. 4.24. Параметры работы ГТС при включении дополнительных ГПА (стационарный режим 1, гибридный метод) Рис. 4.25. Распределение давления [МПа] и приведенного объемного расхода [млн.н.м3/час] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 при включении дополнительных ГПА (стационарный режим1, гибридный метод) © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.26. Распределение давления [МПа] и температуры [°С] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 при включении дополнительных ГПА (стационарный режим 1, гибридный метод) Таблица 4. Параметры работы компрессорных станций после оптимизации (стационарный режим 2) Обозначение компрессорных станций КС1 КС2 КС Количество работающих ГПА на 3 3 каждой станции Ступень нагнетания 1 1 Частота вращения валов ЦН для 7464/7763 7978/6500 7171/ каждого ГПА на КС, мин Угол поворота направляющих -4 / -5 -5 / 0 0/ устройств в ЦН для каждого ГПА на КС, градусы © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 128 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Рис. 4.27. Параметры работы ГТС при включении дополнительных ГПА (стационарный режим 2, гибридный метод) Рис. 4.28. Распределение давления [МПа] и приведенного объемного расхода природного газа [млн.н.м3/час] вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 при включении дополнительных ГПА (стационарный режим 2, гибридный метод) Для сравнения суммарная потребляемая мощность на валах ЦН всей ГТС для трех рассмотренных вариантов решения данной УТЗ представлена в табл.

4.7.

Таблица 4. Суммарная потребляемая мощность на валах ЦН всей ГТС Вариант решения Суммарная потребляе мая мощность, МВт Без оптимизации 14, © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 С оптимизацией при задании требуемого дав- 13,973 / 13, ления на выходе КС3, равного 3,734МПа С оптимизацией при задании требуемого дав- 13,265 / 13, ления на выходе КС3, равного 3,55МПа Рис. 4.29. Распределение давления [МПа] и температуры [°С] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 при включении дополнительных ГПА (стационарный режим 2, гибридный метод) Как видно из табл. 4.7, для режима №1 экономия потребляемой мощности составляет 5,2% (4,4% для оценочного метода), а для режима №2 (при котором на выходе ГТС обеспечивается минимально допустимое давление) – 10,2% (9,2% для оценочного метода). По сравнению с решением без применения оп тимизации для режимов 1 и 2 увеличена загрузка КС1, что позволило снизить загрузку КС2 и КС3 и уменьшить суммарную потребляемую мощность. По скольку для режима 2 требуемое давление транспортируемого газа на выходе сети меньше, чем для режима 1, а загрузка КС1 осталась примерно такой же, как и в режиме 1, это дало возможность дополнительно разгрузить КС2 и КС3, увеличив тем самым экономию суммарной потребляемой мощности на валах ЦН всей ГТС.

Данные примеры расчетов наглядно демонстрируют, что применение мето дов оптимизации позволяет учитывать ограничения на режимы работы сети и автоматически определять параметры работы газоперекачиваю щего оборудования, обеспечивающие заданный режим работы с минимальными энергетическими затратами.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 130 Некоторые примеры компьютерных тренажеров 4.2.2. Учебно-тренировочная задача 2 «Определение управляющих воздействий при возрастании расхода газа на отборе «Pick1» в ГТС»

Постановка задачи. Начальный момент времени 19/01/2006 09:00:00. На отборе «Pick1» 1 расход газа увеличивается в три раза (с 0,05млн.н.м3/час до 0,15млн.н.м3/час) за 30 минут и затем сохраняется на достигнутом уровне в те чение 23,5 часов (рис. 4.30).

Требуется определить управляющие воздействия, обеспечивающие транс портирование природного газа через моделируемую ГТС в течение суток при соблюдении заданных технологических ограничений.

Замечания о необходимости осуществления управляющих воздействий.

Результаты проведенного в нестационарной постановке расчета показывают, что если не предпринимать никаких управляющих воздействий, то давление природного газа на выходе анализируемой ГТС станет меньше 3,0МПа через 17 часов 45 минут после начала роста расхода газа на отборе «Pick1». Таким образом, будет нарушено заданное ограничение на минимальное давление газа на выходе ГТС. Кроме того, в связи с увеличившимся расходом газа через КС1, рабочая точка ЦН смещается в область максимально допустимой объемной производительности, что может привести к неустойчивому режиму работы ГПА. При моделировании на экран дисплея обучаемого специалиста выводится предупреждающее об этом сообщение, после чего расчет прерывается.

Рис. 4.30. Закон изменения приведенного объемного расхода на отборе «Pick1»

[млн.н.м3/час] Распределение основных параметров транспортирования газа по сети через 18 часов 45 минут после начала роста расхода газа на отборе «Pick1» представ лено на рис. 4.31–4.33. Графики изменения давления газа на входах (и выходах) каждой КС и сети в целом в течение 18 часов 45 минут показаны на рис. 4.34 и 4.35.

На рис. 4.1 данный отбор обозначен как «Отбор №1».

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Отметим также, что, как и в УТЗ №1, стационарного режима функциониро вания рассматриваемой ГТС с первоначальными параметрами работы газоперекачивающего оборудования и новым (увеличенным) значением объ емного расхода газа на отборе «Pick1» не существует, поскольку рабочая точка на характеристиках ЦН, установленных на КС1, попадает в зону неус тойчивых режимов функционирования ЦН. Попытка решить задачу с новыми граничными условиями в стационарной постановке приводит к сообщению об ошибке.

Рис. 4.31. Основные параметры работы ГТС в контрольных точках через 18 часов 45 минут Рис. 4.32. Распределение давления [МПа] и приведенного объемного расхода природного газа [млн.н.м3/час] вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке № через 18 часов 45 минут © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 132 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Рис. 4.33. Распределение давления [МПа] и температуры [°С] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 через 18 часов 45 минут Рис. 4.34. Изменение давления [0,1 МПа] газа на входе сети и выходах КС1, КС2, КС3 в течение 18 часов 45 минут © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.35. Изменение давления [0,1 МПа] газа на выходе сети и входах КС в течение 18 часов 45 минут Пример решения УТЗ. На начальном этапе решения задачи необходимо определить в первом приближении параметры работы газоперекачивающего оборудования, которые обеспечивают транспортирование газа с новыми гра ничными условиями. Поскольку в соответствие с постановкой данной УТЗ все внешние воздействия (кроме расхода газа на отборе «Pick1») остаются неиз менными, на данном этапе задачу можно решать в стационарной постановке.

В качестве управляющих воздействий в этой УТЗ можно принять:

• изменение угла направляющего аппарата для ГПА1 и ГПА2 на КС1 с -20° до +35°;

• включение дополнительного ГПА на КС1 с частотой ЦН 8000мин-1 и углом направляющего устройства +35°;

• изменение угла направляющего аппарата для ГПА1 и ГПА2 на КС2 с 0° до -35°;

• изменение угла направляющего аппарата для ГПА1 и ГПА2 на КС3 с +35° до 0°.

Результаты решения задачи в стационарной постановке представлены на рис. 4.36–4.38. Давление газа на выходе ГТС в этом случае составляет 3,31МПа, что обеспечивает для участков сети, расположенных ниже по потоку транспортируемого газа, сохранение режима их работы.

На следующем этапе решения УТЗ необходимо определить сценарий осу ществления выбранных воздействий. В качестве искомой может быть принята последовательность управляющих воздействий, представленная ниже.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 134 Некоторые примеры компьютерных тренажеров 1. Изменение угла направляющего аппарата ЦН для ГПА1 и ГПА2 на КС1 с -20° до +35° с целью разгрузки агрегатов перед включением на КС1 дополни тельно ГПА3 (рис. 4.39) 1.

2. Включение ГПА3 на КС1 с параметрами: частота вращения вала нагнета теля 8000мин-1. Угол направляющего аппарата ЦН составляет +35°.

Зависимость для частоты вращения вала нагнетателя от времени представлена на рис. 4.40.

3. Изменение угла направляющего аппарата ЦН для ГПА1 и ГПА2 на КС2 с 0° до -35° (рис. 4.41).

4. Изменение угла направляющего аппарата ЦН для ГПА1 и ГПА2 на КС3 с +35° до 0° (рис. 4.42).

Рис. 4.36. Параметры работы сети при включении дополнительного ГПА и изменении углов направляющих аппаратов ЦН (стационарный режим) Рис. 4.37. Распределение давления [МПа] и приведенного объемного расхода природного газа [млн.н.м3/час] вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 при включении дополнительного ГПА и изменении углов направляющих аппаратов ЦН (стационарный режим) Здесь и далее временные законы изменения параметров представлены на указанных рисунках.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.38. Распределение давления [МПа] и температуры [°С] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 при включении дополнительного ГПА и изменении углов направляющих аппаратов ЦН (стационарный режим) Рис. 4.39. Угол поворота [градусы] направляющих аппаратов ЦН ГПА1 и ГПА на КС Рис. 4.40. Частота вращения [мин-1] вала нагнетателя ГПА3 на КС © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 136 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Рис. 4.41. Угол поворота [градусы] направляющих аппаратов ЦН ГПА1 и ГПА на КС Рис. 4.42. Угол поворота [градусы] направляющих аппаратов ЦН ГПА1 и ГПА на КС Распределения параметров транспортирования природного газа по ГТС че рез 23,5 часа после возрастания расхода газа на отборе «Pick1» (т.е., на момент времени 20/01/2006 09:00:00) при указанном выше сценарии управляющих воз действий представлены на рис. 4.43–4.45. Изменения давления природного газа на входах и выходах каждой КС и ГТС в целом в течение 24 часов приведены на рис. 4.46 и 4.47.

Рис. 4.43. Параметры работы сети через 24 часа © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.44. Распределение давления [МПа] и приведенного объемного расхода природного газа [млн.н.м3/час] вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 через 24 часа Рис. 4.45. Распределение давления [МПа] и температуры [°С] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 через 24 часа © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 138 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Рис. 4.46. Изменение давления [0,1 МПа] газа на входе ГТС и выходах КС в течение 24 часов Рис. 4.47. Изменение давления [0,1 МПа] газа на выходе ГТС и входах КС в течение 24 часов Пример применения методов оптимизации. В данной УТЗ управляющие воздействия можно определить при решении задачи снижения затрат на транс портирование природного газа при планируемом стационарном режиме работы ГТС. В качестве требуемого давления газа на выходе КС3 может быть задана © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 величина давления, как и в УТЗ №1, т.е., 3,734МПа 1.

При проведении оптимизации на каждой КС задается для первой ступени:

количество доступных при оптимизации ГПА – 3;

количество обязательно включенных ГПА – 2. Для второй ступени каждой КС указывается количество доступных при оптимизации ГПА и количество обязательно включенных ГПА (в первом и втором случае это количество равно нулю).

Как отмечалось ранее, в данной УТЗ рассматривается только гибридный метод оптимизации (уточненная оптимизация).

В результате решения оптимизационной задачи был определен режим рабо ты газоперекачивающего оборудования ГТС, представленный в табл. 4.8.

Параметры работы ГТС и распределения газодинамических параметров вдоль нитки №1, получаемые гибридным методом оптимизации, приведены на рис.

4.48–4.50.

Для анализа суммарная потребляемая мощность на валах ЦН всей ГТС для двух рассмотренных вариантов решения данной УТЗ указана в табл. 4.9. Как видно из представленной таблицы, экономия потребляемой мощности состав ляет 11%. По сравнению с решением без применения оптимизации увеличена загрузка КС1, что позволило снизить загрузку КС2 и КС3 и уменьшить сум марную потребляемую мощность на валах ЦН в сети.

Таблица 4. Параметры работы компрессорных станций ГТС после оптимизации Обозначение компрессорных станций КС1 КС2 КС Количество работающих ГПА на каждой КС 3 3 Номер ступени нагнетания 1 1 Частота вращения валов ЦН для каждого ГПА на 8231 6500 КС, мин- Угол поворота направляющих устройств в ЦН для -5 -2 + каждого ГПА на КС, градусы Рис. 4.48. Параметры работы ГТС при включении дополнительных ГПА (гибридный метод) Это значение давления обеспечивает сохранение контрактных обязательств по поставкам газа по требителю.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 140 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Рис. 4.49. Распределение давления [МПа] и приведенного объемного расхода [млн.н.м3/час] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 при включении дополнительных ГПА (гибридный метод) Рис. 4.50. Распределение давления [МПа] и температуры [°С] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 при включении дополнительных ГПА (гибридный метод) © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Таблица 4. Суммарная потребляемая мощность на валах ЦН всей ГТС Вариант решения Суммарная потребляемая мощность, МВт Без оптимизации 16, С оптимизацией при задании требуемого давления 14, на выходе КС3, равного 3,734МПа 4.2.3. Учебно-тренировочная задача 3 «Определение управляющих воздействий при снижении давления газа на входах ГТС «IN1» и «IN2»»

Постановка задачи. Начальный момент времени 19/01/2006 09:00:00. На входах в ГТС «IN1» и «IN2» 1 давление газа уменьшилось на 0,2МПа (с 3,9МПа до 3,7МПа) за 30 минут и затем сохраняется на достигнутом уровне в течение 23,5 часов (рис. 4.51).

Рис. 4.51. Давление [МПа] газа на входах ГТС «IN1» и «IN2»

Требуется определить управляющие воздействия, обеспечивающие транс портирование природного газа через моделируемую ГТС в течение суток при соблюдении заданных технологических ограничений.

Замечания о необходимости осуществления управляющих воздействий.

По результатам проведенного в нестационарной постановке расчета можно по казать, что если не предпринимать никаких управляющих воздействий, то через 19 часов давление газа на выходе сети снизится ниже 3,0МПа. Таким об разом, будет нарушено ограничение на минимальное давление природного газа на выходе ГТС.

На рис. 4.1 указанные входы обозначены жирными горизонтальными стрелками на входной гра нице схемы ГТС.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 142 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Распределение основных параметров транспортирования газа по сети через 24 часа после начала падения давления газа на входах ГТС представлено на рис. 4.52–4.54. Графики изменения давления газа на входах (и выходах) каждой КС и сети в целом в течение 24 часов приведены на рис. 4.55 и 4.56.

Рис. 4.52. Основные параметры работы ГТС в контрольных точках через 24 часа после начала расчета Рис. 4.53. Распределение давления [МПа] и приведенного объемного расхода природного газа [млн.н.м3/час] вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке № через 24 часа после начала расчета Рис. 4.54. Распределение давления [МПа] и температуры [°С] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 через 24 часа после начала расчета © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.55. Изменение давления [0,1 МПа] газа на входе сети и выходах КС1, КС2, КС3 в течение 24 часов после начала расчета Рис. 4.56. Изменение давления [0,1 МПа] газа на выходе сети и входах КС в течение 24 часов © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 144 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Здесь следует отметить, что стационарного режима работы рассматривае мой ГТС с первоначальными параметрами функционирования газоперекачивающего оборудования и уменьшенным значением давления газа на входах «IN1» и «IN2» также не существует, поскольку рабочая точка на характеристиках ЦН на КС1 в этом случае попадает в зону неустойчивых ре жимов работы ЦН. Попытка решить задачу с новыми граничными условиями в стационарной постановке приводит к сообщению об ошибке.

Пример решения УТЗ. На начальном этапе решения для определения в первом приближении параметров работы газоперекачивающего оборудования, обеспечивающих транспортирование газа с новыми граничными условиями, задача рассматривается в стационарной постановке. В качестве управляющих воздействий в данной УТЗ можно принять:

• изменение угла направляющего аппарата ЦН для ГПА1 и ГПА2 на КС1 с -20° до +35°;

• включение дополнительно ГПА на КС1 с частотой ЦН 8000мин-1 и углом направляющего устройства ЦН, равным +35°;

• изменение угла направляющего аппарата ЦН для ГПА1 и ГПА2 на КС2 с 0° до -35°;

• изменение угла направляющего аппарата ЦН для ГПА1 и ГПА2 на КС3 с +35° до -25°.

Результаты решения задачи в стационарной постановке представлены на рис. 4.57–4.59. Давление газа на выходе ГТС в этом случае составляет 3,31МПа.

Рис. 4.57. Параметры работы сети при включении дополнительного ГПА и изменении углов направляющих аппаратов ЦН (стационарный режим) © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.58. Распределение давления [МПа] и приведенного объемного расхода природного газа [млн.н.м3/час] вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 при включении дополнительного ГПА и изменении углов направляющих аппаратов ЦН (стационарный режим) Рис. 4.59. Распределение давления [МПа] и температуры [°C] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 при включении дополнительного ГПА и изменении углов направляющих аппаратов ЦН (стационарный режим) © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 146 Некоторые примеры компьютерных тренажеров На следующем этапе решения УТЗ необходимо определить сценарий осу ществления выбранных воздействий. В качестве искомого управления может быть предложена следующая последовательность управляющих воздействий.

1. Изменение угла направляющего аппарата ЦН для ГПА1 и ГПА2 на КС1 с -20° до +35° (рис. 4.60) с целью разгрузки агрегатов перед включением на КС дополнительно ГПА3.

2. Включение ГПА3 на КС1 с параметрами: частота вращения вала нагнета теля – 8000мин-1;

угол направляющего аппарата ЦН – +35°. Зависимость для частоты вращения вала нагнетателя от времени представлена на рис. 4.61.

3. Изменение угла направляющего аппарата ЦН для ГПА1 и ГПА2 на КС2 с 0° до -35° (рис. 4.62).

4. Изменение угла направляющего аппарата ЦН для ГПА1 и ГПА2 на КС3 с +35° до -25° (рис. 4.63).

Рис. 4.60. Угол поворота [градусы] направляющих аппаратов ЦН ГПА1 и ГПА на КС Рис. 4.61. Частота вращения [мин-1] вала нагнетателя ГПА3 на КС © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.62. Угол поворота [градусы] направляющих аппаратов ЦН ГПА1 и ГПА на КС Рис. 4.63. Угол поворота [градусы] направляющих аппаратов ЦН ГПА1 и ГПА на КС Распределения параметров транспортирования природного газа по ГТС че рез 23,5 часа после снижения давления на входах ГТС (т.е., на момент времени 20/01/2006 09:00:00) при указанном сценарии управляющих воздействий пред ставлены на рис. 4.64 – 4.66. Изменения давлений газа на входах и выходах каждой КС и ГТС в целом в течение 24 часов показаны на рис. 4.67 и 4.68.

Рис. 4.64. Параметры работы ГТС через 24 часа © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 148 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Рис. 4.65. Распределение давления [МПа] и приведенного объемного расхода природного газа [млн.н.м3/час] вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке № через 24 часа Рис. 4.66. Распределение давления [МПа] и температуры [°C] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 через 24 часа © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.67. Изменение давления [0,1 МПа] газа на входе ГТС и выходах КС в течение 24 часов Рис. 4.68. Изменение давления [0,1 МПа] газа на выходе ГТС и входах КС в течение 24 часов © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 150 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Пример применения методов оптимизации. В данной УТЗ управляющие воздействия можно определить при решении задачи снижения затрат на транс портирование природного газа при планируемом стационарном режиме работы ГТС. В качестве требуемого давления газа на выходе КС3, как и в предыдущих УТЗ, может быть задана величина давления 3,734МПа.

Для каждой КС устанавливаются следующие ограничения на конфигурации газоперекачивающего оборудования: для первой ступени количество доступ ных при оптимизации ГПА – 3;

количество обязательно включенных ГПА – 2.

Для второй ступени каждой КС указывается количество доступных при опти мизации ГПА (равное нулю) и количество обязательно включенных ГПА (равное нулю).

В данной УТЗ будем рассматривать только гибридный метод оптимизации.

В результате решения оптимизационной задачи определяется режим работы газоперекачивающего оборудования ГТС, представленный в табл. 4.10. Пара метры работы ГТС и распределения газодинамических параметров вдоль нитки №1, получаемые гибридным методом оптимизации, приведены на рис. 4.69– 4.71.

Таблица 4. Параметры работы компрессорных станций ГТС после оптимизации Обозначение компрессорных станций КС1 КС2 КС Количество работающих ГПА на каждой КС 3 3 Номер ступени нагнетания 1 1 Частота вращения валов ЦН для каждого ГПА 8285 6500 на КС, мин- Угол поворота направляющих устройств в ЦН -5 -3 для каждого ГПА на КС, градусы Рис. 4.69. Параметры работы ГТС при включении дополнительных ГПА (гибридный метод) © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.70. Распределение давления [МПа] и приведенного объемного расхода [млн.н.м3/час] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 при включении дополнительных ГПА (гибридный метод) Рис. 4.71. Распределение давления [МПа] и температуры [°С] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 при включении дополнительных ГПА (гибридный метод) © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 152 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Для сравнения суммарная потребляемая мощность на валах ЦН всей ГТС для двух рассмотренных вариантов решения данной УТЗ приведена в табл.

4.11. Как видно из представленной таблицы, экономия потребляемой мощности составляет 12%. По сравнению с решением без применения оптимизации уве личена загрузка КС1, что позволило снизить загрузку КС2 и КС3 и уменьшить суммарную потребляемую мощность.

Таблица 4. Суммарная потребляемая мощность на валах ЦН всей ГТС Вариант решения Суммарная потребляемая мощность, МВт Без оптимизации 16, С оптимизацией при задании требуемого давления 14, на выходе КС3, равного 3,734МПа 4.2.4. Учебно-тренировочная задача 4 «Определение управляющих воздействий при задании ограничений на максимальное рабочее давление транспортируемого газа для участка ГТС»

Постановка задачи. На участок сети от КП3 до КП4 (см. рис. 4.1.) уста новлено ограничение на максимально допустимое рабочее давление транспортируемого газа, равное 3,5МПа (например, в связи с обнаруженными дефектами стенок труб). Пусть запись времени начала анализа ГТС, как и в предыдущей УТЗ, имеет вид: 19/01/2006 09:00:00. Как видно из рис. 4.4–4.6, при заданном начальном состоянии системы давление в начале участка пре вышает вновь установленное ограничение на 0,1МПа.

В данной УТЗ требуется определить управляющие воздействия, обеспе чивающие транспортирование природного газа при соблюдении заданных технологических ограничений.

Пример решения УТЗ. В качестве примера режима работы ГТС, удовле творяющего вновь установленным ограничениям, можно привести режим, параметры которого представлены в табл. 4.12.

Таблица 4. Параметры работы компрессорных станций в ГДТ Обозначение компрессорных станций КС1 КС2 КС Количество работающих ГПА на каждой КС 2 2 Номер ступени нагнетания 1 1 © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Частота вращения валов ЦН для каждого ГПА 8000 7700 на КС, мин Угол поворота направляющих устройств в ЦН -20 +20 - для каждого ГПА на КС, градусы Параметры работы ГТС и распределения газодинамических параметров вдоль нитки №1 в стационарном случае для данного режима приведены на рис.

4.72 – 4.74.

Рис. 4.72. Параметры работы ГТС при выполнении ограничений по давлению на участке КП3–КП4 (стационарный режим) Рис. 4.73. Распределение давления [МПа] и приведенного объемного расхода природного газа [млн.н.м3/час] вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 при выполнении ограничений по давлению на участке КП3–КП (стационарный режим) © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 154 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Рис. 4.74. Распределение давления [МПа] и температуры [°С] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 при выполнении ограничений по давлению на участке КП3–КП4 (стационарный режим) Таким образом, для определения управляющих воздействий остается задать сценарий перехода от начального состояния ГТС к выбранному режиму. При мем, что на КС2 изменение частоты вращения валов ЦН происходит по закону, отображенному на рис. 4.75. Изменение углов поворота направляющих уст ройств ЦН осуществляется в соответствии с законом (рис. 4.76). Аналогичные управляющие воздействия для КС3 представлены на рис. 4.77 и 4.78.


Рис. 4.75. Изменение частот вращения [мин-1] валов ЦН ГПА на КС © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.76. Изменение углов поворота [градусы] направляющих устройств ЦН ГПА на КС Рис. 4.77. Изменение частот вращения [мин-1] валов ЦН ГПА на КС Рис. 4.78. Изменение углов поворота [градусы] направляющих устройств ЦН ГПА на КС Распределения параметров транспортирования газа по ГТС через 23 часа минут после начала осуществления управляющих воздействий (т.е., на момент времени 20/01/2006 09:00:00) для выбранного сценария представлены на рис.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 156 Некоторые примеры компьютерных тренажеров 4.79 – 4.81. Изменение давления газа на входах и выходах каждой КС и ГТС в целом в течение 24 часов показано на рис. 4.82 и 4.83. На рис. 4.84 представле но изменение давления на крановых площадках КП3 и КП4. Из данных рисунков видно, что через 2 часа после начала осуществления управляющих воздействий давление газа на всем участке между крановыми площадками КП и КП4 удовлетворяет вновь установленному ограничению. Переходные про цессы после смены режимов работы КС2 и КС3 продолжаются более суток, что связано в первую очередь с инерционностью системы и длительностью прогре ва грунта при изменении температуры подаваемого в ЛЧМГ газа.

Рис. 4.79. Параметры работы ГТС на момент времени 20/01/2006 09:00: Рис. 4.80. Распределение давления [МПа] и приведенного объемного расхода [млн.н.м3/час] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке № на момент времени 20/01/2006 09:00: © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.81. Распределение давления [МПа] и температуры [°С] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 на момент времени 20/01/2006 09:00: Рис. 4.82. Изменение давления [0,1 МПа] газа на входе ГТС и выходах КС в течение 24 часов © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 158 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Рис. 4.83. Изменение давления [0,1 МПа] газа на выходе ГТС и входах КС в течение 24 часов Рис. 4.84. Изменение давления [0,1 МПа] газа на крановых площадках КП3 и КП4 в течение 24 часов © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 4.2.5. Учебно-тренировочная задача 5 «Определение управляющих воздействий для поддержания режима работы ГТС при отключении участка сети»

Постановка задачи. Пусть запись времени начала анализа ГТС имеет вид:

19/01/2006 09:00:00. Начальное состояние ГТС соответствует стационарному решению УТЗ №4 (см. табл. 4.12). Участок сети от КП3 до КП4 (см. рис. 4.1) выводится в ремонт. Отключение участка производится в последовательности, приведенной в табл. 4.13.

Таблица 4. Последовательность перекрытия кранов Момент времени Перекрываемый кран 19/01/2006 10:15:00 ТА6 Т1 (верхний кран на КП3 (см. рис. 4.1)) 19/01/2006 10:15:00 ТА6 Т21 (правый кран на КП3 (см. рис. 4.1)) 19/01/2006 10:30:00 ТА7 Т1 (верхний кран на КП4 (см. рис. 4.1)) 19/01/2006 10:30:00 ТА7 Т12 (левый кран на КП4 (см. рис. 4.1)) В данной УТЗ требуется определить управляющие воздействия, обеспе чивающие транспортирование природного газа в течение суток при отключении указанного участка ГТС и сохранении производственного задания.

Замечания о необходимости осуществления управляющих воздействий.

Если не предпринимать никаких управляющих воздействий на оборудование ГТС, то через 15 минут после перекрытия всех кранов давление природного га за на входе КС3 станет меньше 3,0МПа, т.е., будет нарушено ограничение по минимальному давлению транспортируемого газа на входе КС. Через 7 часов это ограничение будет нарушено и на выходе анализируемой ГТС.

Распределения параметров транспортирования газа по ГТС через 24 часа после начала анализа ГТС (т.е. на момент времени 20/01/2006 09:00:00) пред ставлены на рис. 4.85–4.87, изменение давления газа на входах и выходах каждой КС и ГТС в целом в течение 24 часов – на рис. 4.88 и 4.89.

Рис. 4.85. Параметры работы ГТС на момент времени 20/01/2006 09:00: © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 160 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Рис. 4.86. Распределение давления [МПа] и приведенного объемного расхода [млн.н.м /час] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке № на момент времени 20/01/2006 09:00: Рис. 4.87. Распределение давления [МПа] и температуры [°С] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 на момент времени 20/01/2006 09:00: © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.88. Изменение давления [0,1 МПа] газа на входе ГТС и выходах КС в течение 24 часов Рис. 4.89. Изменение давления [0,1 МПа] газа на выходе ГТС и входах КС в течение 24 часов Вышесказанное свидетельствует о необходимости проведения упреждаю щих управляющих воздействий на оборудование сети для обеспечения © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 162 Некоторые примеры компьютерных тренажеров транспортирования природного газа с соблюдением заданных технологических ограничений.

Стационарного режима функционирования рассматриваемой ГТС с перво начальными параметрами работы газоперекачивающего оборудования и перекрытым участком линии 1 не существует, поскольку рабочая точка на ха рактеристиках ЦН, установленных на КС3, попадает в зону неустойчивых режимов функционирования ЦН. Попытка решить задачу с новыми граничны ми условиями в стационарной постановке приводит к сообщению об ошибке.

Пример решения УТЗ. В качестве примера стационарного режима работы ГТС, удовлетворяющего вновь установленным ограничениям, можно привести режим, параметры которого представлены в табл. 4.14.

Таблица 4. Параметры работы компрессорных станций Обозначение компрессорных станций КС1 КС2 КС Количество работающих ГПА на каждой КС 2 2 Номер ступени нагнетания 1 1 Частота вращения валов ЦН для каждого ГПА 8300 8300 на КС, мин- Угол поворота направляющих устройств в ЦН -20 -10 - для каждого ГПА на КС, градусы Параметры работы ГТС и распределения газодинамических параметров вдоль нитки №1, соответствующие данному стационарному режиму, приведе ны на рис. 4.90–4.92.

Определение сценария осуществления выбранных воздействий сопряжено с некоторыми затруднениями, обусловленными сложностью режима работы ГТС, рассматриваемого в качестве стартового. С одной стороны, давление транспортируемого газа на входе КС3 всего на 0,044МПа превышает мини мально допустимое значение, с другой стороны, рабочая точка на характеристиках ЦН для КС2 находится близко к границе максимальной про изводительности (границе зоны неустойчивой работы).

Дополнительные трудности вызывает ограничение максимального давления газа на участке ЛЧМГ между крановыми площадками КП3 и КП4, действую щее до момента перекрытия кранов.

Перечисленные ограничения требуют реализации комплекса управляющих воздействий, т.е. одновременного управления режимами работы ГПА на всех КС, что в свою очередь не позволяет определить полный спектр необходимых управляющих воздействий до начала расчета. Разработчикам данной УТЗ уда лось получить сценарий управляющих воздействий в интерактивном режиме.

Полученный сценарий представлен на рис. 4.93–4.98.

Распределения параметров транспортирования газа по ГТС через 24 часа © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 после начала осуществления управляющих воздействий (т.е. на момент време ни 20/01/2006 09:00:00) представлены на рис. 4.99–4.101, изменение давления газа на входах и выходах каждой КС и ГТС в целом в течение 24 часов – на рис. 4.102 и 4.103.

Пример применения методов оптимизации. В данной УТЗ рассматрива ется только гибридный метод оптимизации. В качестве требуемого давления транспортируемого газа на выходе КС3 может быть задана величина 3,735МПа 1.

Рис. 4.90. Параметры работы ГТС при выборе управляющих воздействий вручную (стационарный режим) Рис. 4.91. Распределение давления [МПа] и приведенного объемного расхода [млн.н.м3/час] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 при выборе управляющих воздействий вручную (стационарный режим) Это значение давления обеспечивает сохранение контрактных обязательств по поставкам газа по требителю.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 164 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Рис. 4.92. Распределение давления [МПа] и температуры [°С] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 при выборе управляющих воздействий вручную (стационарный режим) Рис. 4.93. Частота вращения [мин-1] валов нагнетателей ГПА1 и ГПА2 на КС Рис. 4.94. Угол поворота [градусы] направляющих аппаратов ЦН ГПА1 и ГПА на КС © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.95. Частота вращения [мин-1] валов нагнетателей ГПА1 и ГПА2 на КС Рис. 4.96. Угол поворота [градусы] направляющих аппаратов ЦН ГПА1 и ГПА на КС Рис. 4.97. Частота вращения [мин-1] валов нагнетателей ГПА1 и ГПА2 на КС Рис. 4.98. Угол поворота [градусы] направляющих аппаратов ЦН ГПА1 и ГПА на КС © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 166 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Рис. 4.99. Параметры работы ГТС на момент времени 20/01/2006 09:00: Рис. 4.100. Распределение давления [МПа] и приведенного объемного расхода [млн.н.м3/час] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке № на момент времени 20/01/2006 09:00: Рис. 4.101. Распределение давления [МПа] и температуры [°С] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 на момент времени 20/01/2006 09:00: © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.102. Изменение давления [0,1 МПа] газа на входе ГТС и выходах КС в течение 24 часов Рис. 4.103. Изменение давления [0,1 МПа] газа на выходе ГТС и входах КС в течение 24 часов © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 168 Некоторые примеры компьютерных тренажеров На каждой КС задается для первой ступени: количество доступных при оп тимизации ГПА – 2;


количество обязательно включенных ГПА – 2. Для второй ступени каждой КС указывается количество доступных при оптимизации ГПА (в нашем случае – 0) и количество обязательно включенных ГПА (в нашем случае – 0).

В результате решения оптимизационной задачи определяется режим работы газоперекачивающего оборудования ГТС, представленный в табл. 4.15. Пара метры работы ГТС и распределения газодинамических параметров вдоль нитки №1, получаемые гибридным методом оптимизации, приведены на рис. 4.104– 4.106.

Таблица 4. Параметры работы компрессорных станций после оптимизации Обозначение компрессорных станций КС1 КС2 КС Количество работающих ГПА на каждой КС 2 2 Номер ступени нагнетания 1 1 Частота вращения валов ЦН для каждого ГПА 8500 8430 на КС, мин- Угол поворота направляющих устройств в ЦН 0 -2 - для каждого ГПА на КС, градусы Рис. 4.104. Параметры работы ГТС при отключении участка ЛЧМГ (гибридный метод) Для сравнения суммарная потребляемая мощность на валах ЦН всей ГТС для двух рассмотренных вариантов решения данной УТЗ указана в табл. 4.16.

Как видно из представленной таблицы, экономия потребляемой мощности при заданных ограничениях составляет 3%, т.е., при ручном подборе непреднаме ренно был найден режим, близкий к его оптимальному варианту.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.105. Распределение давления [МПа] и приведенного объемного расхода [млн.н.м3/час] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 при отключении участка (гибридный метод) Рис. 4.106. Распределение давления [МПа] и температуры [°С] природного газа вдоль всех участков ЛЧМГ по нитке №1 при отключении участка (гибридный метод) © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 170 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Таблица 4. Суммарная потребляемая мощность на валах ЦН всей ГТС Вариант решения Суммарная потребляемая мощность, МВт Без оптимизации 16, С оптимизацией при задании требуемого давления на 16, выходе КС3, равного 3,735МПа 4.3. Описание практического применения компьютерного прочностного тренажера Рассмотрим практическое применение компьютерного прочностного тре нажера «Alfargus/StructuralTrainingSystem», разработанного на базе КПС гипотетического подземного участка линейной части магистрального трубо провода. Не теряя общности изложения материала, будем считать, что это участок ЛЧМГ.

Общий вид моделируемого участка трубопровода в изометрии показан на рис. 4.107. Две основные проекции с указанием геометрических параметров осевой линии трубопровода представлены на рис. 4.108 и 4.109.

Длина рассматриваемого участка равна 243м. Максимальная высотная от метка осевой линии трубопровода относительно условного нулевого уровня составляет 176,3м, минимальная – 166,4м. Участок включает четыре поворота, выполненных с использованием холодногнутых отводов типа A ГОСТ 24950 81 (радиус изгиба отвода равен 60м), из них: три поворота в вертикальной плоскости;

один поворот в горизонтальной плоскости. Поворот на 14° выпол нен в вертикальной плоскости и состоит из трех холодногнутых отводов.

Повороты на 5° и на 3° также реализованы в вертикальной плоскости с исполь зованием по одному холодногнутому отводу для каждого поворота. Поворот на 39° выполнен в горизонтальной плоскости из семи холодногнутых отводов.

Соответствующие условные обозначения поворотов показаны на схемах участ ка (см. рис. 4.108 и 4.109).

Рис. 4.107. Общий вид моделируемого участка ЛЧМГ (изометрия) © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.108. Схема моделируемого участка ЛЧМГ (проекция «профиль») Рис. 4.109. Схема моделируемого участка ЛЧМГ (проекция «план») Все трубы рассматриваемого участка ЛЧМГ одного типоразмера и изготов лены из стали марки Х70. Геометрические параметры и характеристики физико-механических свойств материала труб приведены в табл. 4.17. На всем протяжении участок трубопровода окружен однородным грунтом (тип грунта – «суглинок»). Высота засыпки трубопровода грунтом равна 1м для всего участ ка. Характеристики физико-механических свойств окружающего трубопровод грунтового массива представлены в табл. 4.18.

Таблица 4. Характеристики участка трубопровода Наружный диаметр труб, м 1, Толщина стенок труб, м 0, Длина труб, м 11, Плотность трубной стали, кг м 3 Модуль Юнга трубной стали, ГПа Коэффициент Пуассона трубной стали 0, Коэффициент температурного расширения трубной стали, 1 °С 1,2·10- © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 172 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Предел текучести трубной стали, МПа Истинный предел прочности трубной стали, МПа Таблица 4. Характеристики физико-механических свойств грунта Угол внутреннего трения грунта, градусы Объемный вес грунта, кН м 3 18, Сцепление грунта, кПа Обобщенный коэффициент касательного сопротивления грунта 3, сдвигу, МПа м Модуль деформации грунта, МПа Коэффициент Пуассона грунта 0, Сложное НДС рассматриваемой конструкции трубопровода моделируется при действии следующих нагрузок 1: избыточное внутреннее давление;

темпе ратурный перепад (разность между температурой металла труб при укладке и в процессе эксплуатации);

вес трубопровода, транспортируемого продукта и грунта засыпки. Диапазоны допустимых в КПТ значений перечисленных на грузок указаны в табл. 4.19. Конкретные значения нагрузок задаются обучаемым специалистом в процессе решении УТЗ по запросам КПТ.

Таблица 4. Параметры нагрузок и воздействий на участок трубопровода Внутреннее избыточное давление, МПа 07, Температурный перепад, °C Ускорение свободного падения, м с 2 9, Работа с КПТ помогает специалисту, отвечающему за техническое состоя ние и диагностику магистральных трубопроводов, ознакомиться с основными особенностями работы с КПС, приобрести навыки проведения численного ана лиза сложного НДС и оценки фактических запасов прочности участков трубопроводов с коррозионными повреждениями. При обучении персонала ор ганизаций и предприятий трубопроводного транспорта КПТ используется в процессе практических занятий для решения комплекса специально составлен Данные нагрузки являются основными силовыми факторами, действующими на подземный уча сток линейной части магистрального трубопровода.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 ных 1 УТЗ. Комплекс УТЗ для КПТ был разработан К.И. Дикаревым при уча стии В.В. Кобякова и В.В. Алешина, с учетом результатов проведенных ими в течение 2005–2006гг. циклов теоретических лекций и практических занятий на Факультете повышения квалификации специалистов ОАО «Газпром» при НОУ СПО «Волгоградский колледж газа и нефти». Последовательное решение всего комплекса УТЗ дает пользователю полное представление об общих принципах построения и функционирования КПС, а также позволяет ему в сжатые сроки изучить основные функциональные возможности и приобрести навыки эффек тивного практического применения КПС. Рассмотрим далее процедуры решения наиболее типичных учебно-тренировочных задач, реализованных в КПТ.

4.3.1. Учебно-тренировочная задача 1 «Анализ прочности участка ЛЧМГ при наличии стандартных параметров коррозионного дефекта»

Постановка задачи. Подземный участок ЛЧМГ (см. рис. 4.107–4.109) экс плуатируется при внутреннем избыточном давлении p = 7,5МПа (проектная величина). Температурный перепад составляет T = 60°C.

При проведении внутритрубной дефектоскопии на наружной стенке одной из труб участка обнаружен объемный коррозионный дефект (коррозионная по теря металла стенки трубы), условный центр которого расположен на пикетажной отметке 11080м и на «6 часов» по окружности трубы. Известны стандартные параметры коррозионного дефекта: габаритные размеры равны 0,35м (протяженность вдоль продольной оси трубопровода), 0,25м (протяжен ность в окружном направлении);

максимальная глубина дефекта составляет 48% от толщины стенки трубы. Расчетный нормативный коэффициент запаса [83] для данного участка ЛЧМГ с бездефектными трубами равен 1,77.

Требуется определить: 1) запас прочности участка ЛЧМГ с обнаружен ным коррозионным дефектом;

2) значения разрушающего давления и максимального безопасного рабочего давления (с учетом нормативного коэф фициента запаса прочности) для данного участка.

Дополнительное указание: В процессе моделирования обнаруженный кор розионный дефект аппроксимировать эллипсоидальной выемкой (см. рис.

4.110).

Решение УТЗ. Моделирование сложного НДС коррозионного участка тру бопроводной конструкции выполняется в три последовательных этапа (см.

Главу 3). Пользователь производит запуск соответствующих программных управляющих модулей КПТ и вводит в диалоговом режиме необходимые ис ходные данные. Следует отметить, что для большинства запрашиваемых в КПТ Все, входящие в комплекс, УТЗ связаны с анализом НДС и оценкой прочности коррозионных участков МТ. В большинстве случаев сложность каждой последующей задачи выше, чем у пред шествующих задач. Кроме того, многие УТЗ комплекса взаимосвязаны – для решения последующих задач используются модели (результаты) построенные (полученные) при решении предыдущих задач.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 174 Некоторые примеры компьютерных тренажеров исходных данных при выполнении УТЗ следует оставлять значения по умолча нию 1.

Рис. 4.110. Схема моделирования коррозионного дефекта в виде эллипсоидальной выемки на наружной поверхности трубы Таким образом, главное, что необходимо ввести при решении УТЗ 1 на пер вом этапе (балочная КЭ-модель участка гипотетического ЛЧМГ (см. рис.

4.107–4.109)) – это заданные значения рабочих нагрузок ( p = 7,5МПа ;

T = 60°C ). При выполнении второго этапа (оболочечная КЭ-модель участка трубопровода) вводятся значение абсолютной координаты пикетажной отметки центра 2 моделируемого на данном этапе участка (11080м) и длина этого участ ка (принимается значение по умолчанию). На третьем этапе (объемная КЭ модель коррозионного сегмента трубы) необходимо оставить (по умолчанию) опцию моделирования коррозионного дефекта в виде полуэллиптической вы емки, для которой надо задать стандартные геометрические параметры (длина 0,35м;

ширина 0,25м;

глубина 48% от толщины стенки). Здесь же вводятся ко ординаты расположения центра дефекта: продольная координата (принимается уже заданное значение для пикетажной отметки);

окружная координата (6 ча сов).

После ввода исходных данных на каждом этапе КПТ выполняет автомати ческое построение и численный анализ соответствующих КЭ-моделей, а также представление результатов в графическом и текстовом виде. Примеры проме жуточных результатов анализа, получаемых в КПТ при решении УТЗ 1, представлены в графическом виде на рис. 4.111 – 4.112.

Итоговые результаты численного анализа, необходимые для ответа на пер вое задание в УТЗ 1, представлены на рис. 4.113 (в графическом виде) и рис.

4.114 (в текстовом виде). Как видно из рис. 4.113 и 4.114, при заданных нагруз ках максимальное значение интенсивности напряжений в зоне дефекта достигает 521, 06МПа. Данное значение превышает величину минимального нормативного предела текучести стали марки X70 (см. табл. 4.17), следова тельно, металл коррозионного сегмента трубы работает в упруго-пластической области.

Менять значения по умолчанию для некоторых исходных данных в КПТ не допускается.

Введенное здесь значение пикетажной отметки на третьем этапе становится значением по умол чанию для продольной координаты местоположения центра коррозионного дефекта.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.111. Графическое отображение результатов численного анализа общего НДС участка ЛЧМГ на первом этапе моделирования в КПТ (интенсивность напряжений [Па]) Рис. 4.112. Графическое отображение результатов численного анализа НДС участка ЛЧМГ на втором этапе моделирования в КПТ (интенсивность напряжений [Па]) Рис. 4.113. Графическое отображение результатов численного анализа коррозионного сегмента трубы ЛЧМГ на третьем этапе моделирования в КПТ (интенсивность напряжений [Па]) © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 176 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Расчетный коэффициент запаса прочности равен 1,255, что ниже требуемо го нормативного минимального значения коэффициента запаса. Таким образом, обнаруженный коррозионный дефект снижает запас прочности участ ка ЛЧМГ в 1, 770 1, 255 = 1, 410 раз.

Рис. 4.114. Представление в КПТ итоговых результатов численного анализа прочности коррозионного участка ЛЧМГ Во втором задании УТЗ 1 пользователю необходимо определить значение разрушающего давления для участка ЛЧМГ с коррозионным дефектом. Со гласно принятому критерию (см. Главу 3), разрушающим считается внутреннее избыточное давление, при действии которого максимальная интенсивность на пряжений i в стенках труб достигает значения, равного ви – истинному пределу прочности трубной стали (в КПТ это сталь марки Х70 (см. табл. 4.19)).

Для получения ответа на поставленный вопрос пользователю КПТ нужно за пустить на выполнение соответствующий программный модуль и ввести необходимые исходные данные (в данном случае это стандартные геометриче ские параметры модельного дефекта). Далее итерационная процедура расчета разрушающего давления выполняется автоматически, выдавая пользователю информационные сообщения о полученной оценке после каждой итерации.

При удовлетворении заданного в КПТ критерия по допустимой ошибке вычис ( ) ви 0, 01, итеративная процедура ления разрушающего давления i завершается и пользователю выдаются итоговые результаты.

Итоговые результаты работы расчетного ядра КПТ по определению разру шающего давления представлены на рис. 4.115 и 4.116. Согласно полученным результатам, расчетное значение разрушающего давления для участка ЛЧМГ с обнаруженным коррозионным дефектом равно 9,427МПа. Максимальное зна чение интенсивности напряжений в зоне дефекта при действии разрушающего давления составляет 653,25МПа. Различие между истинным пределом прочно сти материала трубы и максимальным значением интенсивности напряжений не превышает 0,115%. Максимальное безопасное (с учетом нормативного ко эффициента запаса прочности) рабочее давление для рассматриваемого участка ЛЧМГ равно 5,251МПа.

Таким образом, получены ответы на все вопросы УТЗ 1 и решение данной задачи полностью завершено.

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.115. Распределение интенсивности напряжений [Па] на коррозионном сегменте трубопровода при действии разрушающего давления Рис. 4.116. Итоговые результаты выполнения в КПТ процедуры определения разрушающего давления для участка ЛЧМГ с коррозионным дефектом 4.3.2. Учебно-тренировочная задача 2 «Анализ прочности дефектного участка ЛЧМГ при наличии расширенного набора данных о геометрии поверхности коррозионного дефекта»

Постановка задачи. Подземный участок ЛЧМГ (см. рис. 4.107–4.109) экс плуатируется при внутреннем избыточным давлении 7,5МПа (проектная величина). Температурный перепад составляет 60°C. При проведении пере изоляции участка на наружной поверхности стенки трубопровода обнаружен групповой коррозионный дефект, центр которого расположен на пикетажной отметке 11080м и на «0 часов» по окружности трубы. Групповой дефект пред ставляет собой язвенную коррозию и состоит из 3-х близкорасположенных язв с характерным диаметром 50мм и глубиной 1,1мм каждая (рис. 4.117). Расчет ный нормативный коэффициент запаса [83] для данного участка ЛЧМГ с бездефектными трубами равен 1,77.

Требуется определить: 1) запас прочности участка ЛЧМГ с обнаружен ным коррозионным дефектом;

2) значения разрушающего давления и максимального безопасного рабочего давления (с учетом нормативного коэф фициента запаса прочности) для данного участка.

Дополнительное указание: В процессе моделирования обнаруженный групповой дефект необходимо аппроксимировать поверхностью нерегулярной формы, задав значения остаточной толщины стенки в соответствующих эле ментах матрицы остаточных толщин (см. Главу 3).

© В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, 178 Некоторые примеры компьютерных тренажеров Рис. 4.117. Геометрическая конфигурация группового дефекта, состоящего из коррозионных язв на наружной поверхности трубы Решение УТЗ. В соответствии с алгоритмами вычислительной технологии (см. Главу 3), моделирование сложного НДС коррозионного участка трубопро водной конструкции следует выполнять в три последовательных этапа. Однако, в связи с тем, что значения рабочих нагрузок и продольная координата (пике тажная отметка) центра дефекта на участке ЛЧМГ в УТЗ 1 и УТЗ 2 совпадают, пользователь КПТ может не повторять первый и второй этапы моделирования, а сразу перейти к анализу сложного НДС сегмента трубопровода с язвенной коррозией, воспользовавшись полученными ранее результатами (см. Раздел 4.3.1).

Выполняя указание, данное в условии УТЗ 2, на третьем этапе моделирова ния (объемная КЭ-модель коррозионного сегмента трубы) пользователь КПТ в диалоговом окне ввода геометрических параметров модельного дефекта (рис.

4.118) должен ввести нулевые значения для габаритных размеров (глубина де фекта при этом может иметь любое значение). Получив нулевые значения габаритных размеров, управляющий модуль КПТ определит, что пользователь намеривается ввести дефект с нерегулярной геометрией поверхности и на эк ране монитора появится диалоговое окно для интерактивного ввода значений матрицы остаточных толщин коррозионного сегмента (рис. 4.119).

Рис. 4.118. Диалоговое окно ввода геометрических параметров дефекта © В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов, Глава 4 Рис. 4.119. Задание нерегулярной геометрии поверхности группового дефекта с помощью интерактивного редактора матрицы остаточных толщин Изменив на основании заданной в условии УТЗ 2 геометрической конфигу рации группового дефекта (см. рис. 4.117) соответствующие значения элементов матрицы остаточных толщин, как показано на рис. 4.119, и задав да лее координаты центра дефекта (пикетажная отметка 11080м;

«6 часов» по окружности сечения трубы) пользователь КПТ введет все необходимые для решения УТЗ 2 исходные данные.

После ввода исходных данных построение и численный анализ объемной КЭ-модели коррозионного сегмента ЛЧМГ с нерегулярной геометрией дефек та, а также обработка и представление результатов моделирования, выполняется в КПТ автоматически.

Итоговые результаты численного анализа, необходимые для ответа на пер вый вопрос УТЗ 2, представлены на рис. 4.120 (в графическом виде) и рис.

4.121 (в текстовом виде). Как видно из рис. 4.120 и 4.121, при заданных нагруз ках максимальное значение интенсивности напряжений в зоне группового дефекта достигает 407,61МПа. Данное значение не превышает величину мини мального нормативного предела текучести стали марки X70 (см. табл. 4.17), следовательно, металл коррозионного сегмента трубы работает в пределах уп ругого деформирования. Расчетный коэффициент запаса прочности равен 1,604, что несколько ниже требуемого нормативного минимального значения коэффициента запаса. Таким образом, обнаруженный групповой коррозионный дефект снижает запас прочности участка ЛЧМГ в 1, 770 1, 604 = 1,103 раз.

Для ответа на второй вопрос УТЗ 2 пользователю необходимо запустить программный модуль расчетного ядра КПТ для определения разрушающего давления, выполнив действия, аналогичные указанным в Разделе 4.3.1. Единст венным отличием от процедуры решения УТЗ 1 здесь является ввод матрицы остаточных толщин по описанному выше алгоритму (см. рис. 4.119).



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.