Газопроводы низкого давления: Распределительные газопроводы и их классификация — Что такое Распределительные газопроводы и их классификация?

Содержание

Распределительные газопроводы и их классификация — Что такое Распределительные газопроводы и их классификация?

Газопровод является важным элементом системы газоснабжения, так как на его сооружение расходуется 70-80% всех капитальных вложений.

ИА Neftegaz.RU. В системах газоснабжения в зависимости от давления транспор­тируемого газа различают:
  • газопроводы высокого давления I категории (рабочее давление газа от 0,6 до 1,2 МПа),
  • газопроводы высокого давления II категории (рабочее давление газа от 0,3 до 0,6 МПа),
  • газопроводы среднего давления (рабочее давление газа от 0,005 до 0,3 МПа),
  • газопроводы низкого давления (рабочее давление газа до 0,005 МПа).

Газопровод является важным элементом системы газоснабжения, так как на его сооружение расходуется 70-80% всех капитальных вложений.

При этом от общей протяженности распределительных газовых сетей 80% приходится на газопроводы низкого давления и 20% — на газопроводы среднего и высокого давлений.

Газопроводы низкого давления служат для подачи газа к жилым домам, общественным зданиям и коммунально-бытовым предприятиям.

Газопроводы среднего давления через газорегуляторные пункты (ГРП) снабжают газом газопроводы низкого давления, а также промышленные и коммунально-бытовые предприятия.

По газопроводам высокого давления газ поступает через газораспределительные установки (ГРУ) на промышленные предприятия и газопроводы среднего давления.

Связь между потребителями и газопроводами различных давлений осуществляется через ГРП и ГРУ и ГРШ.

В зависимости от расположения газопроводы делятся на наружные (уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые) и внутренние (расположенные внутри зданий и помещений), а также на подземные (подводные) и надземные (надводные).

В зависимости от назначения в системе газоснабжения газопроводы подразделяются на распределительные, газопроводы-вводы, вводные, продувочные, сбросные и межпоселковые.

Распределительными являются наружные газопроводы, обеспечивающие подачу газа от магистральных газопроводов до газопроводов — вводов, а также газопроводы высокого и среднего давлений, предназначенные для подачи газа к одному объекту.

Газопроводом-вводом считают участок от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства на вводе.

Вводным газопроводом (газопровод — ввод) считают участок от отключающего устройства на вводе в здание до внутреннего газопровода.

Межпоселковыми являются распределительные газопроводы, проложенные между населенными пунктами и связывающие газопроводы различного назначения между собой.

Внутренним газопроводом считают участок от газопровода-ввода (вводного газопровода) до места подключения газового прибора или теплового агрегата.

В зависимости от материала труб газопроводы подразделяют на металлические (стальные, медные) и неметаллические (полиэтиленовые).

Различают также трубопроводы с сжиженным углеводородным газом (СУГ), а также сжиженным природным газом (СПГ), при криогенных температурах.

По принципу построения распределительные системы газопроводов делятся на кольцевые, тупиковые и смешанные.

В тупиковых газовых сетях газ поступает потребителю в одном направлении, т. е. потребители имеют одностороннее питание.

В отличие от тупиковых кольцевые сети состоят из замкнутых контуров, в результате чего газ может поступать к потребителям по 2

м или нескольким линиям.

Надежность кольцевых сетей выше тупиковых.

При проведении ремонтных работ на кольцевых сетях отключается только часть по­требителей, присоединенных к данному участку.

В систему газоснабжения входят распределительные газопроводы всех давлений, газораспределительные станции (ГРС), газорегуляторные пункты и установки.

Все элементы систем газоснабжения должны обеспечивать надежность и безопасность подачи газа потребителям.

В зависимости от числа ступеней и давления газа в газопроводах, системы газоснабжения городов и населенных пунктов делятся на одно-, двух-, трех- и многоступенчатые.

Одноступенчатые системы газоснабжения обеспечивают подачу газа потребителям по газопроводам только одного давления, как правило, низкого (рис.5.1 )

Двухступенчатые системы газоснабжения (рис.5.2) обеспечивают распределение и подачу газа потребителям по газопроводам среднего и низкого или высокого и низкого давлений.

Трехступенчатая система газоснабжения позволяет осуществлять распределение и подачу газа потребителям по газопроводам низкого, среднего и высокого давлений.

Многоступенчатая система газоснабжения предусматривает рас­пределение газа по газопроводам высокого I категории (до 1,2 МПа), высокого II категории (до 0,6 МПа), среднего (до 0,3 МПа) и низкого (до 500 даПа) давлений.

Выбор системы газоснабжения зависит от характера планировки и плотности застройки населенного пункта.


Устройство подземных распределительных газопроводов.

Система газоснабжения должна быть надежной и экономичной, что определяется правильным выбором трассы газопровода, который зависит от расстояния до потребителя, ширины проездов, вида дорожного покрытия, наличия вдоль трассы различных сооружений и препятствий, а также от рельефа местности.

Минимальная глубина заложения газопроводов должна быть не менее 0,8 м.

В местах, где не предусматривается движение транспорта, глубина заложения газопровода может составлять 0,6 м.

Расстояние от газопровода до наружной стены колодцев и камер подземных сооружений должно быть не менее 0,3 м.

Допускается укладка 2х и более газопроводов в одной траншее на одном или разных уровнях.

При этом расстояние между газопроводами в свету должно быть достаточным для их монтажа и ремонта.

Расстояние по вертикали между подземными газопроводами всех давлений и другими подземными сооружениями и коммуникациями должно составлять:

  • при пересечении водопровода, канализации, водостока, каналов телефонных и теплосети — не менее 0,2 м,
  • электрокабелей и телефонных бронированных кабелей — не менее 0,5м,
  • электрокабелей маслонаполненных (на 110-220 кВ) — не менее 1,0 м.

Допускается уменьшать расстояние между газопроводом и электрокабелем при прокладке их в футлярах.

При этом концы футляра электрокабеля должны выходить на 1 м по обе стороны от стенок пересекаемого газопровода.

При пересечении каналов теплосети, коллекторов, туннелей, каналов с переходом над или под ними следует предусматривать прокладку газопровода в футляре, выходящем на 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений, а также проверку физическими методами контроля всех сварных стыков в пределах пересечения и на расстоянии 5 м в стороны от наружных стенок этих сооружений.

Запорную арматуру и конденсатосборники на газопроводах устанавливают на расстоянии не менее 2 м от края пересекаемой коммуникационной системы или сооружения.

Газопроводы в местах прохода через наружные стены зданий заключают в футляры диаметром не менее чем на 100-200 мм больше диаметра газопровода.

Газопроводы низкого, высокого и среднего давления

Система газоснабжения представляет собой сложный комплекс сооружений, предназначенный для транспортировки, обработки и распределения газа потребителям.

В систему газоснабжения входят:

— газовые сети (газопроводы) низкого, среднего и высокого давления;

— газораспределительные станции, газорегуляторные пункты и установки;

— службы и вспомогательные сооружения, предназначенные для нормальной работы системы.

Система должна быть надежной, бесперебойной и безопасной в эксплуатации, удобной и простой в обслуживании, а также должна предусматривать возможность отключения отдельных элементов или участков для производства ремонтных работ.

Основным элементом газовых сетей являются газопроводы, которые классифицируются по следующим признакам:

по давлению: газопроводы низкого давления — до 5кПа;

газопроводы среднего давления — 5кПа — 0,3МПа;

газопроводы высокого давления — 0,3 — 1,2МПа.

высокого давления I категории 0,6 МПа – 1,2 МПа;

высокого давления II категории 0,3-0,6Мпа.

Газопроводы низкого давления служат для снабжения газом бытовых потребителей, предприятий общественного питания, небольших отопительных котельных.

Газопроводы среднего давления и газопроводы высокого давления служат для подвода газа к городским распределительным сетям низкого и среднего давления через газораспределительные пункты (ГРП), а также для подачи газа через ГРП и газорегуляторные установки (ГРУ) к промышленным и коммунальным предприятиям.

Из городских газопроводов высокого давления природный газ через ГРП и ГРУ поступает всем потребителям города. Обычно городские газопроводы высокого давления сооружаются в виде колец, полуколец или лучей. Связь между газопроводами с различным давлением газа осуществляется только через ГРП.

По местоположению относительно отметки земли газопроводы подразделяются на подземные (подводные) и наземные (надводные).

По назначению в системе газоснабжения — на городские магистральные (от газораспределительной станции (ГРС) до головных ГРП), распределительные (от ГРП до вводов в здание, включая отключающее устройство на вводе в здание), импульсные (от газового оборудования до контрольно измерительных приборов) и продувочные (газопроводы для удаления воздуха из системы газоснабжения).

По расположению в системе газоснабжения потребителей — наружные (уличные, квартальные, дворовые, межцеховые, межпоселковые) и внутренние (внутрицеховые, внутридомовые — от ввода в здание до потребителя).

По конфигурации — на кольцевые, полукольцевые, тупиковые и смешанные.

По материалу труб — на стальные, полиэтиленовые (обозначение Пэ), резинотканевые (к плите, например).

Трассы газопроводов обычно проектируются по кратчайшему расстоянию до потребителя. Обычно газопроводы прокладываются в населенных пунктах по свободным от строительных сооружений местам — проездам, улицам.

При разработке систем газоснабжения учитываются естественные и искусственные препятствия. Число переходов через них должно сводиться к минимуму. Так, подводные переходы осуществляют несколькими нитками. Газопроводы при подводной прокладке покрываются изоляцией весьма усиленного типа.

Природный газ от городских распределительных сетей поступает на территорию промышленного предприятия через главное отключающее устройство, которое расположено вне территории предприятия в доступном и удобном для обслуживания месте. На вводе газопровода в цех отключающее устройство может устанавливаться либо снаружи, либо внутри здания. Внутри здания (цеха) газопроводы прокладываются по стенам или колоннам в виде тупиковых линий (кольцевые газопроводы сооружаются только в особо ответственных цехах). Отключающие устройства устанавливаются также перед каждым потребителем газа. С целью освобождения газопроводов от воздуха (перед пуском газопровода в эксплуатацию) или газа (при выполнении ремонтных работ) газопроводы промышленных предприятий оборудуются продувочными трубопроводами. Отводы к продувочным трубопроводам предусматриваются в конце каждого тупикового участка и перед последним отключающим устройством потребителя газа.

Расстояния между газопроводами и различными коммуникациями регламентируются правилами безопасности в газовом хозяйстве и называется охранной зоной газопровода .

Для распределения природного газа промышленным предприятиям применяются следующие системы газоснабжения:

— одноступенчатые, состоящие из газопровода низкого или среднего или высокого давления;

— двухступенчатые, состоящие из сетей среднего и низкого или высокого и низкого давления;

— трехступенчатые, состоящие из сетей высокого, среднего и низкого давления;

Многоступенчатые, включающие газопроводы низкого, среднего и высокого давления .

В небольших городах и населенных пунктов обычно принимают двухступенчатую систему. При невозможности прокладки газопровода высокого давления (в местах наибольшего скопления населения) проектируют газопроводы среднего давления или применяют трехступенчатую систему.

Многоступенчатые системы газоснабжения с газопроводами высокого давления применяют только в крупных населенных пунктах. Кольцевые системы газоснабжения обычно прокладываются в крупных и средних населенных пунктах, а небольших городах используются тупиковые системы газоснабжения.

Крупные потребители природного газа (например, ТЭЦ, крупные заводы, химические комбинаты) могут подключаться через специальные газопроводы к ГРС или магистральным газопроводам .

Перечень объектов низкого давления — АО «Газпром газораспределение Майкоп»

Уважаемые потребители!

Ниже расположен перечень сетей низкого давления, строительство которых полностью завершено. Чтобы подать запрос на подключение (технологическое присоединение) к нужному Вам объекту, перейдите по ссылке.

Майкопский район

  • Газораспределительная сеть низкого давления жилого микрорайона «Бытовик» п. Табачный Майкопского района РА
  • Распределительные газопроводы низкого давления микрорайона «Центр» в п. Каменномостском
  • Распределительные газопроводы низкого давления микрорайона «Забелая» в п. Каменномостском
  • Распределительные газопроводы низкого давления в п. Победа 

Гиагинский район

  • Распределительный газопровод низкого давления ул. Баноковская с. Образцового
  • Распределительный газопровод низкого давления по ул. Гагарина и ул. Ленина, ул. Пионерская в ст. Дондуковской
  • Распределительный газопровод низкого давления по ул. Ленина, Ломоносова, Комсомольской, пер. Западному в ст. Дондуковской
  • Распределительный газопровод низкого давления по ул. Кольцевой в х. Колхозный
  • Распределительный газопровод низкого давления по ул.Крестьянской и ул. Короткой в х. Днепровском
  • Распределительный газопровод низкого давления по ул. Советская в х. Карцев
  • Распределительный газопровод низкого давления в п. Лесном
  • Распределительный газопровод низкого давления по ул. Центральной, ул. Веселой и ул. Широкой . в с. Владимировском

Кошехабльский район

  • Распределительные газопроводы низкого давления северной части х. Игнатьевского

Шовгеновский район

  • Распределительный газопровод низкого давления в х. Семено-Макаренский

Красногвардейский район

  • Распределительные газопроводы низкого давления в с. Верхненазаровское
  • Распределительный газопровод низкого давления по ул. Есина села Еленовское

Карта сайта — ПАО «Газпром газораспределение Ростов-на-Дону»

Наименование ГРО/филиала/участка ПАО «Газпром газораспределение Ростов-на-Дону» Код Номер телефона
Центральная диспетчерская служба ПАО «Газпром газораспределение Ростов-на-Дону» (863) 269-21-42
АО «Ростовгоргаз» (86342) 252-20-03
АО «Газпром газораспределение Элиста» (84722) 62-8-04
Филиал ПАО «ГПГР Ростов-на-Дону» в г. Азове (86342) 40-4-04
Филиал ПАО «ГПГР Ростов-на-Дону» в г. Волгодонске (8639) 22-48-05
Цимлянский газовый участок (86391) 2-18-75
Филиал ПАО «ГПГР Ростов-на-Дону» в г. Новочеркасске (8635) 24-40-21
Филиал ПАО «ГПГР Ростов-на-Дону» в г. Таганроге (8634) 31-17-23
Куйбышевский газовый участок (86348) 31-4-04
Матвеево Курганский газовый участок (86341) 04-0-40
Неклиновская РЭС (86347) 20-7-45
Филиал ПАО «ГПГР Ростов-на-Дону» в г. Шахты (8636) 22-49-05
Филиал ПАО «ГПГР Ростов-на-Дону» в г. Аксае (86350) 54-0-45
Багаевский газовый участок (86357) 04-1-11
Филиал ПАО «ГПГР» в г. Батайске (86354) 50-0-48
Филиал ПАО «ГПГР Ростов-на-Дону» в г. Белая Калитва (86383) 26-7-43
Тацинский газовый участок (86397) 21-4-46
Филиал ПАО «ГПГР» в ст. Вешенской (86353) 23-1-20
Боковский газовый участок (86382) 31-3-46
Верхнедонской газовый участок (86364) 31-1-71
Советский газовый участок (86363) 23-1-04
Филиал ПАО «ГПГР Ростов-на-Дону» в г. Гуково (86361) 55-4-38
Зверевский газовый участок (86355) 41-4-04
Филиал ПАО «ГПГР Ростов-на-Дону» в г. Донецке (86368) 22-9-05
Филиал ПАО «ГПГР Ростов-на-Дону» в г. Зернограде (86359) 40-0-04
Веселовский газовый участок (86358) 61-2-04
Егорлыкский газовый участок (86370) 21-3-26
Кагальницкий газовый участок (86345) 97-0-04
Целинский газовый участок (86371) 91-3-04
Филиал ПАО «ГПГР Ростов-на-Дону» в п. Зимовники (86376) 33-2-96
Дубовский газовый участок (86377) 51-1-83
Ремонтненский газовый участок (86379) 31-0-74
Заветинский газовый участок (86378) 22-1-04
Филиал ПАО «ГПГР Ростов-на-Дону» в г. Миллерово (86385) 28-2-65
Кашарский газовый участок (86388) 21-4-46
Тарасовский газовый участок (86386) 32-3-96
Чертковский газовый участок (86387) 21-0-04
Глубокинский газовый участок (86365) 96-2-04
Филиал ПАО «ГПГР Ростов-на-Дону» в г. Морозовске (86384) 50-4-29
Милютинский газовый участок (86389) 21-1-58
Обливский газовый участок (86396) 22-2-77
Филиал ПАО «ГПГР Ростов-на-Дону» в с. Чалтырь (86349) 22-7-31
Филиал ПАО «ГПГР Ростов-на-Дону» в сл. Родионово-Несветайской (86340) 30-0-86
Филиал ПАО «ГПГР Ростов-на-Дону» в г. Новошахтинске (86369) 23-7-30
Красносулинский газовый участок (86367) 53-0-75
Филиал ПАО «ГПГР Ростов-на-Дону» в п. Орловском (86375) 04-1-11
Пролетарский газовый участок (86374) 04-1-11
Филиал ПАО «ГПГР Ростов-на-Дону» в г. Сальске (86372) 57-7-31
Песчанокопский газовый участок (86373) 20-4-92
Филиал ПАО «ГПГР Ростов-на-Дону» в г. Семикаракорске (86356) 42-1-42
Константиновский газовый участок (86393) 04-1-11
Мартыновский газовый участок (86395) 21-6-05
Устьдонецкий газовый участок (86351) 91-4-52

Газопроводы низкого и среднего давления

    Водогазопроводные трубы по ГОСТ 3262—75 допускаются только к применению для вновь проектируемых и реконструируемых внутренних газопроводов низкого давления газа при условии, когда они имеются в наличии. Допускается также применять их для изготовления резьбовых частей и деталей газопровода низкого и среднего давления. Кроме того, указанные трубы не разрешены к применению для наружных (подземных и надземных) газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной зимней температурой ниже —40 °С, и допускается временно предусматривать их только для импульсных газопроводов с условным диаметром до 32 мм включительно и давлением до 0,3 МПа при условии эксплуатации газопроводов при температуре стенки не ниже О С и испытании за-водом-изготовителем каждой трубы на давление, соответствующее требованиям ТОСТ 3262—75, или 100 %-ном контроле сварных соединений физическими методами контроля. [c.118]
    Газовое топливо к горелочным устройствам печей и топок подается из системы внутрицеховых газопроводов низкого и среднего давления. [c.197]

    Подземные и надземные газопроводы всех категорий давления Подземные и надземные газопроводы низкого и среднего давления Подземные и надземные газопроводы всех категорий давления [c. 68]

    Внутренние газопроводы и прямолинейные участки подземных газопроводов низкого и среднего давления. [c.68]

    Тренировочное занятие с выездом на место предполагаемой аварии по адресу ул. Комиссаржевской, 12. Тема Наличие газа в подвале жилого дома. Вблизи дома проходят распределительные газопроводы низкого и среднего давления [c.244]

    Изолировать сварные стыки газопроводов низкого и среднего давления следует в траншее после испытания газопровода на прочность. Допускается изоляции этих стыков до испытания газопровода на прочность давлением не менее 0,6 МПа. [c.128]

    Надземные газопроводы. Прокладку газопроводов низкого и среднего давления допускается производить по наружным стенам жилых и общественных зданий не ниже IV степени огнестойкости и отдельно стоящим несгораемым опорам. Допускается предусматривать прокладку газопроводов низкого давления с условным диаметром труб, как правило, до 50 мм по наружным стенам жилых домов V степени огнестойкости (деревянным).[c.497]

    Внутрицеховые газопроводы соединяются, как правило, на сварке, за исключением тех мест на газопроводах низкого и среднего давления, в которых сварка по конструктивным соображениям невоз- [c.74]

    Газопроводы низкого и среднего давления можно прокладывать по наружным стенам жилых и общественных зданий не ниже IV степени огнестойкости. Нельзя располагать резьбовые и фланцевые соединения на газопроводах под оконными проемами и балконами зданий. Газопроводы низкого давления Оу до 50 мм можно прокладывать по наружным стенам деревянных жилых домов (V степени огнестойкости). Скрытая прокладка газопроводов, за исключением газопроводов сжиженного газа, применяется только в коммунально-бытовых и промышленных предприятиях в бороздах стен, закрываемых съемными щитами с отверстиями для вентиляции. [c.348]

    Запорное устройство на вводе газопровода низкого и среднего давления располагают, как правило, снаружи здания в удобном для обслуживания месте на расстоянии по горизонтали от дверных и оконных проемов не менее 0,5 м. Допускается устанавливать запорное устройство на вводе внутри здания — в лестничных клетках, тамбурах и коридорах. Запорное устройство на вводе газопровода высокого давления располагают снаружи здания выше дверей на стене, не имеющей открывающихся оконных проемов. Расстояние от фундамента до ближайшего стыка газопровода должно быть не менее 0,5 м. Все стыковые соединения на участках газопроводов, расположенных на расстоянии менее 2 м (низкое давление) и 4 м (среднее давление) должны быть проверены физическими методами контроля. [c.217]


    Подземные газопроводы испытывают на прочность после укладки в траншею, изоляции и монтажа фасонных частей, узлов и арматуры и присыпки грунтом над верхней образующей трубы на высоту 20—25 см, кроме стыков газопроводов низкого и среднего давления, которые изолируют и засыпают после испытаний. Испытание газопроводов низкого и среднего давлений с изолированными и присыпанными стыками допускается производить, если  [c. 250]

    ГАЗОПРОВОДЫ НИЗКОГО И СРЕДНЕГО ДАВЛЕНИЯ [c.172]

    ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ НИЗКОГО И СРЕДНЕГО ДАВЛЕНИЯ [c.178]

    Подземные газопроводы испытывают на плотность после полной их засыпки до проектных отметок, а на прочность — после присыпки мелким грунтом на 20—25 см. У газопроводов низкого и среднего давления стыки не должны изолироваться и засыпаться. Давление при испытании на прочность и плотность подземных и наружных газопроводов должно соответствовать данным табл. 21. [c.123]

    От крайнего рельса трамвайных путей газопроводы низкого и среднего давлений должны отстоять не ближе 2,0 м в свету, газо- [c.83]

    Допускается выполнять ремонт полиэтиленовых газопроводов низкого и среднего давлений с помощью вварки узлов неразъемных соединений «полиэтилен-сталь». [c.615]

    Строительство полиэтиленовых газопроводов при восстановлении ветхих стальных газопроводов низкого и среднего давления методом протяжки внутри них полиэтиленовых труб, должно проводиться специализированными в этой области строительно-монтажными организациями, оснащенными необходимым оборудованием для протяжки труб, ведение сварочных и монтажных работ, нормативнотехнической документацией, а также имеющие разрешение Московского городского округа Г осгортехнадзора РФ.[c.659]

    Допускается транзитная прокладка газопроводов низкого и среднего давления через помеш,ение, где газ не потребляется, при условии, что на газопроводе нет арматуры и обеспечивается беспрепятственный круглосуточный доступ в помещение персонала, обслуживающего газопровод. Эти требования не распространяются на газопроводы, прокладываемые в лестничных клетках, тамбурах, коридорах жилых и общественных зданий. При реконструкции жилых зданий допускается транзитная прокладка газопроводов через жилые комнаты, если невозможна другая прокладка. В этом случае газопровод в пределах жилых помещений не должен иметь резьбовых соединений и арматуры. [c.347]

    Газовое топливо к горелочным устройствам топок подается из системы внутрицеховых газопроводов низкого и среднего давления. Основным требованием, предъявляемым к системам газоснабжения, является обеспечение надежности и бесперебойности газоснабжения, а также постоянства параметров газа перед горелочными устройствами.[c.118]

    После монтажа газовые коммуникации испытываются на прочность и плотность. Испытания производятся строительно-монтажными организациями при участии ответственного за газовое хозяйство предприятия. Газопроводы низкого и среднего давления (до 3 кг/с.и ) испытываются воздухом, а газопроводы с давлением более 3 кг см — водой. [c.45]

    Газопроводы низкого и среднего давлений можно прокладывать по наружным стенам жилых и общественных зданий не ниже IV степени огнестойкости и газопроводы всех давлений — по отдельно стоящим несгораемым колоннам (опорам). [c.176]

    В производственных цехах и отопительных котельных допускается пересечение газопроводами низкого и среднего давлении оконных проемов вдоль импоста глухих (неоткрывающихся) переплетов. [c.177]

    Прокладка газопровода транзитом через помещения, где газ не используется, допускается только для газопроводов низкого и среднего давлений при условии обеспечения беспрепятственного доступа к ним обслуживающего персонала. В пределах этих помещений газопроводы ие должны иметь резьбовых и фланцевых соединений, задвижек и другой арматуры. [c.181]

    Изоляция сварных монтажных стыков подземных газопроводов низкого и среднего давлений должна проводиться в траншее после испытания газопровода на прочность. Допускается изоляция этих стыков до испытания на прочность, если они провере(1Ы физическими методами контроля или испытание газопровода на прочность будет производиться давлением не менее 6 кгс/см (0,6 МПа). [c.198]

    Соединяют трубы, как правило, сваркой. Резьбовые соединения труб долуокаются при монтаже газопроводов низкого и среднего давлений внутри зданий из узлов, заготовленных на трубозаготовительных заводах или в мастерских. [c.168]

    Не допускается прокладывать газопроводы через шахты лифтов, вентиляционные камеры, шахты и каналы, дымоходы,, помещения взрывоопасных производств, электрораспределительных устройств и подстанций, склады взрывоопасных и горючих материалов, а также через помещения, в которых газопровод мсшет подвергнуться коррозии, и подвальные, включая транзитную прокладку. Газопроводы низкого и среднего давления можно прокладывать транзитом через помещения, в которых нет газоиспользующего оборудования, если в них обеспечен круглосуточный доступ обслуживающего персонала, а на газопроводах не устанавливается арматура. [c.219]


    Для газопроводов низкого и среднего давлений используют стальные трубы, выдерживающие значительные внутренние давления, в связи с чем специальный расчет их на прочность не производят. Однако надземные участки необходимо проверять в опасных местах на величину напряжений, возникающих в результате температурного изменения длдны, а также на отсутствие кондспсатообразова-ния. Оптимальный диаметр газопроводов определяют гидравлическим рас гетом. Минимальный условный диаметр распределительных [c.173]

    Промышленные газопроводы низкого, среднего и высоко го-давлений разрешается прокладывать из стальных труб по ГОСТ 3262-55, ГОСТ 8731-58, ГОСТ 8732-58, ГОСТ 8733-58,, ГОСТ 8734-58, ГОСТ 1753-53, изготовляемых из сталей марок Ст. 2, Ст. 4, М12, М18, М18а, М21, М21а по ГОСТ 380-51 и из сталей марок 08, 10, 15, 20 по ГОСТ 1050-57. Шовные трубы по ГОСТ 3262-55 разрешается применять только для газопроводов низкого и среднего давлений (до 3 ат) при условии, если они укладываются только на прямых участках. Импортные трубы и трубы, не имеющие сертификатов, можно применять только в том случае, если химический состав и механические свойства металла этих труб удовлетворяют требованиям одного из вышеуказанных ГОСТов. [c.255]

    При проектировании подземных полиэтиленовых газопроводов низкого и среднего давления, прокладываемых методом протяжки, кроме настоящей инструкци следует руководствоваться требованиями, изложеными в СНиП 2.04.08-87 «Газоснабжение». [c.648]

    Для восстановления изношенных стальных газопроводов низкого и среднего давления методом протяжки внутри них полиэтиленовых труб должны пр1гменяться материальг полиэтиленовые трубы, электросварные полиэтиленовые муфты, отводы, тройники, переходы, неразъемные соединения полиэтилен-металл, используемые фирмой «Газ де Франс» [c. 648]

    Требования настоящей инструкции, и в частности раздел 5, распространяются на проектирование восстановления ветхих подземных стальных газопроводов низкого и среднего давления в г. Москве методом протяжки внутри них полиэтиленовых труб по технологии и материалов (полиэтиленовых труб, электросварных муфт, соединитель-ны, деталей из полиэтилена и неразъемных соединений полиэтилен-металл), поставляемых французской фирмой «Газ де Франс», а также полиэтиленовых труб, соединительных деталей отечественного производства. прошедших контроль качества «испытательной лабораторией пластмасс технического оперативного центра дирекции производства и транспорта газа фирмы «Газ де Франс» г. Комъен, Франция» (аттестат аккредитации испытательной даборатории N RSSG.FR.0001,6,1.0114, зарегистрирован 22 марта 1993 года) или другой лабораторией, аттестованной Госстандартом России. [c.655]

    Стальные водогазопроводиыс, черные шовные и бесшовные, обыкновенные, 3262-62 6 -150 10,2-165 1,8—5,5 Внутренние газопроводы и прямолинейные участки наземных газопроводов низкого и среднего давления до 3 кГ/см  [c. 33]

    Подземные газопроводы испытывают на прочность после присыпки их на 20—25 см мелким грунтом. При этом у газопроводов низкого и среднего давления все стыки должны оставаться открытыми и неизолированными и иметь приямки, обеспечивающие возможность осмотра последующей изоляции. Стыки, которые перед опусканием трубопровода в траншею испытывали физическими методами контроля, разрешается ирисыпать грунтом. [c.352]

    При совместной прокладке нескольких надземных газопроводов или газопроводов с другими трубопроводами допускается крепление к газопроводам низкого и среднего давлений других газопроводов или трубопроводов, если несущая способность газопроводов и огюрных конструкций позволяет это сделать. Возможность такого крепления должна определяться проектной организацией. Проверка для этих целей кронштейнов допускается только на газопроводах, расположенных на территории промышленных предприятий. Кронштейны должны привариваться к кольцевым ребрам или косынкам, которые приварены к газопроводам, имеющим стенки толщиной не менее 6 мм. Приварка хо.му-тов и кронштейнов к газопроводам высокого данления запрещается. [c.177]


Страница не найдена

Северо-Запад

143405, г. Красногорск, ул.Заводская, д.26

+7 (498) 569-03-04

Array


Все контакты филиала

Юго-Восток

140411 г. Коломна, пр. Кирова, д. 9

+7 (496) 615-67-04

Array


Все контакты филиала

Север

141002, г. Мытищи, ул. Белобородова, д.6

+7 (498) 687-47-04

Array


Все контакты филиала

Восток

142412, г. Ногинск, ул. Ревсобраний, д.1

+7 (496) 516-80-04

Array


Все контакты филиала

Запад

143000, г. Одинцово, Транспортный пр-д., д.5

+7 (498) 690-43-04

Array


Все контакты филиала

Юг

142110, г. Подольск, ул.Кирова, д.31-а

+7 (496) 769-76-04

Array


Все контакты филиала

Не ваш филиал?

Газопроводы низкого высокого среднего давления

Система газоснабжения представляет собой сложный комплекс сооружений, предназначенный для транспортировки, обработки и распределения газа потребителям. В систему газоснабжения входят газовые сети (газопроводы) низкого, среднего и высокого давления ; газораспределительные станции, газорегуляторные пункты и установки; службы и вспомогательные сооружения, предназначенные для нормальной работы системы. Система должна быть надежной, бесперебойной и безопасной в эксплуатации, удобной и простой в обслуживании, а также должна предусматривать возможность отключения отдельных элементов или участков для производства ремонтных работ. (При желании весь путь газа описан в этой статье).

Основным элементом газовых сетей являются газопроводы, которые классифицируются по следующим признакам. По давлению: газопроводы низкого давления — до 5кПа; газопроводы среднего давления — 5кПа — 0,3МПа; газопроводы высокого давления — 0,3 — 1,2МПа. (Высокого давления I категории 0,6 МПа – 1,2 МПа, II категории 0,3-0,6Мпа). Газопроводы, в зависимости от давления газа имеют охранную зону, о чем описано в соответствующей статье: охранная зона газопровода, размеры, определение места прохождения газопровода.

Газопроводы низкого давления служат для снабжения газом бытовых потребителей, предприятий общественного питания, небольших отопительных котельных.
Газопроводы среднего давления и газопроводы высокого давления служат для подвода газа к городским распределительным сетям низкого и среднего давления через газораспределительные пункты (ГРП), а также для подачи газа через ГРП и газорегуляторные установки (ГРУ) к промышленным и коммунальным предприятиям.
Из городских газопроводов высокого давления природный газ через ГРП и ГРУ поступает всем потребителям города. Обычно городские газопроводы высокого давления сооружаются в виде колец, полуколец или лучей. Связь между газопроводами с различным давлением газа осуществляется только через ГРП.
По местоположению относительно отметки земли газопроводы подразделяются на подземные (подводные) и наземные (надводные).
По назначению в системе газоснабжения — на городские магистральные (от газораспределительной станции (ГРС) до головных ГРП), распределительные (от ГРП до вводов в здание, включая отключающее устройство на вводе в здание), импульсные (от газового оборудования до контрольно измерительных приборов) и продувочные (газопроводы для удаления воздуха из системы газоснабжения).
По расположению в системе газоснабжения потребителей — наружные (уличные, квартальные, дворовые, межцеховые, межпоселковые) и внутренние (внутрицеховые, внутридомовые — от ввода в здание до потребителя).
По конфигурации — на кольцевые, полукольцевые, тупиковые и смешанные.
По материалу труб — на стальные, полиэтиленовые (обозначение Пэ), резинотканевые (к плите, например).
Трассы газопроводов обычно проектируются по кратчайшему расстоянию до потребителя. Обычно газопроводы прокладываются в населенных пунктах по свободным от строительных сооружений местам — проездам, улицам.
При разработке систем газоснабжения учитываются естественные и искусственные препятствия. Число переходов через них должно сводиться к минимуму. Так, подводные переходы осуществляют несколькими нитками. Газопроводы при подводной прокладке покрываются изоляцией весьма усиленного типа.
Природный газ от городских распределительных сетей поступает на территорию промышленного предприятия через главное отключающее устройство, которое расположено вне территории предприятия в доступном и удобном для обслуживания месте. На вводе газопровода в цех отключающее устройство может устанавливаться либо снаружи, либо внутри здания. Внутри здания (цеха) газопроводы прокладываются по стенам или колоннам в виде тупиковых линий (кольцевые газопроводы сооружаются только в особо ответственных цехах). Отключающие устройства устанавливаются также перед каждым потребителем газа. С целью освобождения газопроводов от воздуха (перед пуском газопровода в эксплуатацию) или газа (при выполнении ремонтных работ) газопроводы промышленных предприятий оборудуются продувочными трубопроводами. Отводы к продувочным трубопроводам предусматриваются в конце каждого тупикового участка и перед последним отключающим устройством потребителя газа.
Расстояния между газопроводами и различными коммуникациями регламентируются правилами безопасности в газовом хозяйстве и называется охранной зоной газопровода .
Для распределения природного газа промышленным предприятиям применяются следующие системы газоснабжения:
— одноступенчатые, состоящие из газопровода низкого или среднего или высокого давления;
— двухступенчатые, состоящие из сетей среднего и низкого или высокого и низкого давления;
— трехступенчатые, состоящие из сетей высокого, среднего и низкого давления;

Многоступенчатые, включающие газопроводы низкого, среднего и высокого давления .
В небольших городах и населенных пунктов обычно принимают двухступенчатую систему. При невозможности прокладки газопровода высокого давления (в местах наибольшего скопления населения) проектируют газопроводы среднего давления или применяют трехступенчатую систему.
Многоступенчатые системы газоснабжения с газопроводами высокого давления применяют только в крупных населенных пунктах. Кольцевые системы газоснабжения обычно прокладываются в крупных и средних населенных пунктах, а небольших городах используются тупиковые системы газоснабжения.
Крупные потребители природного газа (например, ТЭЦ, крупные заводы, химические комбинаты) могут подключаться через специальные газопроводы к ГРС или магистральным газопроводам .

Для тех, кто интересуется собирается газифицировать свой дом рекомендую статью про описание различия газоснабжения частного дома средним и низким давлением газа.

Для эксплуатации подземных газопроводов необходимо вести соответствующую документацию.

Если статья оказалась полезной, в качестве благодарности воспользуйтесь одной из кнопок ниже — это немного повысит рейнинг статьи. Ведь в интернете так трудно найти что-то стоящее. Спасибо!

Как работает система доставки природного газа?

Как работает система доставки природного газа?

Как работает система доставки природного газа?

Течение газа от более высокого к более низкому давлению является фундаментальным принципом системы доставки природного газа. Величина давления в трубопроводе измеряется в фунтах на квадратный дюйм.

Из скважины природный газ поступает в «сборные» линии, которые подобны ветвям на дереве и становятся крупнее по мере приближения к центральному пункту сбора.

Системы сбора

В системе сбора может потребоваться один или несколько полевых компрессоров для подачи газа в трубопровод или на перерабатывающий завод. Компрессор — это машина, приводимая в действие двигателем внутреннего сгорания или турбиной, которая создает давление, чтобы «проталкивать» газ по линиям. Большинство компрессоров в системе подачи природного газа используют в качестве топлива небольшое количество природного газа из собственных трубопроводов.

Некоторые системы сбора природного газа включают установку по переработке, которая выполняет такие функции, как удаление примесей, таких как вода, двуокись углерода или сера, которые могут вызвать коррозию трубопровода, или инертных газов, таких как гелий, которые снижают энергетическую ценность газа.Перерабатывающие заводы также могут удалять небольшие количества пропана и бутана. Эти газы используются для производства химического сырья и других целей.

Система передачи

Из системы сбора природный газ поступает в систему передачи, которая обычно состоит из высокопрочных стальных труб длиной около 272 000 миль.

Эти большие линии электропередач для природного газа можно сравнить с национальной системой автомагистралей между штатами для автомобилей. Они перемещают большие объемы природного газа за тысячи миль от регионов добычи к местным распределительным компаниям (НРС). Давление газа на каждом участке линии обычно колеблется от 200 фунтов до 1500 фунтов на квадратный дюйм, в зависимости от типа района, в котором работает трубопровод. В качестве меры безопасности трубопроводы спроектированы и сконструированы таким образом, чтобы выдерживать гораздо большее давление, чем реально достигается в системе. Например, трубопроводы в более населенных районах работают при менее чем половине расчетного уровня давления.

Многие крупные межгосударственные трубопроводы имеют «петлю» — две или более линий проходят параллельно друг другу в одной и той же полосе отчуждения.Это обеспечивает максимальную пропускную способность в периоды пикового спроса.

Компрессорные станции

Компрессорные станции расположены примерно через каждые 50–60 миль вдоль каждого трубопровода для повышения давления, которое теряется из-за трения природного газа, движущегося по стальной трубе. Многие компрессорные станции полностью автоматизированы, поэтому оборудование можно запускать или останавливать из центральной диспетчерской трубопровода. Диспетчерская также может дистанционно управлять запорными клапанами вдоль системы передачи.Операторы системы хранят подробные рабочие данные о каждой компрессорной станции и постоянно регулируют сочетание работающих двигателей для достижения максимальной эффективности и безопасности.

Природный газ движется по системе газопровода со скоростью до 30 миль в час, поэтому газу из Техаса требуется несколько дней, чтобы добраться до пункта приема коммунальных услуг на северо-востоке. По пути существует множество взаимосвязей с другими трубопроводами и другими инженерными системами, что дает системным операторам большую гибкость при перемещении газа.

Linepack

50-мильный участок 42-дюймовой линии электропередач, работающей при давлении около 1000 фунтов, содержит около 200 миллионов кубических футов газа — этого достаточно для питания кухонной плиты более 2000 лет. Количество газа в трубе называется «линейной насадкой».

Повышая и понижая давление на каком-либо участке трубопровода, трубопроводная компания может использовать этот участок для хранения газа в периоды, когда в конце трубопровода спрос меньше. Таким образом, линейный пакет позволяет операторам трубопроводов очень эффективно справляться с ежечасными колебаниями спроса.

В газопроводах и коммунальных службах используются очень сложные компьютерные модели потребительского спроса на природный газ, которые связывают ежедневные и почасовые тенденции потребления с сезонными факторами и факторами окружающей среды. Вот почему клиенты могут положиться на надежность природного газа — когда он нужен, он всегда рядом.

Выходные станции

Когда природный газ по магистральному газопроводу поступает в местное газовое предприятие, он обычно проходит через «переходную станцию».« Коммунальные службы часто имеют запорные станции, получающие газ в разных местах и ​​из нескольких разных трубопроводов. Заградительные станции служат трем целям. Во-первых, они снижают давление в линии с уровней передачи (от 200 до 1500 фунтов) до уровней распределения, которые варьируются от ¼ от фунта до 200 фунтов. Затем добавляется одорант, характерный кислый запах, связанный с природным газом, чтобы потребители чувствовали запах даже небольшого количества газа. Наконец, шлюзовая станция измеряет скорость потока газа, чтобы определить полученное количество по утилите.

Система распределения

С контрольной станции природный газ поступает в распределительные линии или «сети», диаметр которых варьируется от 2 дюймов до более 24 дюймов. В каждой распределительной системе есть секции, работающие при различном давлении, с регуляторами, контролирующими давление. Некоторые регуляторы дистанционно управляются утилитой для изменения давления в частях системы для оптимизации эффективности. Вообще говоря, чем ближе природный газ к потребителю, тем меньше диаметр трубы и меньше давление.

Как правило, центральный диспетчерский пункт газового предприятия постоянно отслеживает расход и давление в различных точках своей системы. Операторы должны обеспечить доставку газа к каждому потребителю с достаточным расходом и давлением для заправки оборудования и приборов. Они также обеспечивают, чтобы давление оставалось ниже максимального давления в контролируемых секциях системы. Распределительные линии обычно работают при давлении менее одной пятой от расчетного.

Когда газ проходит через систему, регуляторы регулируют поток от более высокого давления к более низкому.Если регулятор обнаружит, что давление упало ниже заданного значения, он соответственно откроется, чтобы пропустить больше газа. И наоборот, когда давление поднимается выше заданного значения, регулятор закрывается для регулировки. В качестве дополнительной меры безопасности на трубопроводах устанавливаются предохранительные клапаны для сброса газа в атмосферу при необходимости.

Сложные компьютерные программы используются для оценки пропускной способности сети и обеспечения того, чтобы все потребители получали адекватные поставки газа с минимальным уровнем давления, требуемым их газовыми приборами, или выше него.

Распределительные сети соединены между собой по нескольким схемам сетки со стратегически расположенными запорными клапанами. Эти клапаны сводят к минимуму необходимость прерывания обслуживания заказчиком во время операций технического обслуживания и аварийных ситуаций.

Подача природного газа в дом

Природный газ поступает от магистрали в дом или на предприятие по так называемой линии обслуживания. Как правило, коммунальное предприятие по добыче природного газа отвечает за техническое обслуживание и эксплуатацию газопровода и объектов вплоть до бытового газового счетчика.Все оборудование и линии газоснабжения после квартирного счетчика находятся в ведении заказчика.

Когда газ достигает счетчика клиента, он проходит через другой регулятор давления, чтобы при необходимости снизить его давление до менее ¼ фунта. По некоторым линиям обслуживания газ уже находится под очень низким давлением. Это нормальное давление природного газа в домашней водопроводной системе, и оно меньше, чем давление, создаваемое ребенком, пускающим пузыри через соломинку в стакане молока.При включении газовой печи или плиты давление газа немного превышает давление воздуха, поэтому газ вытекает из горелки и воспламеняется привычным чистым голубым пламенем.

» Транспортировка природного газа NaturalGas.org

Транспортировка природного газа

Эффективная и действенная транспортировка природного газа из регионов добычи в регионы потребления требует обширной и сложной системы транспортировки.Во многих случаях природный газ, добываемый из конкретной скважины, должен преодолевать большое расстояние, чтобы достичь точки использования. Система транспортировки природного газа состоит из сложной сети трубопроводов, предназначенных для быстрой и эффективной транспортировки природного газа от места его происхождения в районы с высоким спросом на природный газ. Транспортировка природного газа тесно связана с его хранением: если транспортируемый природный газ не нужен немедленно, его можно сдать в хранилища до того момента, когда он понадобится.

Вдоль маршрута транспортировки проходят три основных типа трубопроводов: система сбора, межгосударственная трубопроводная система и распределительная система. Система сбора состоит из трубопроводов низкого давления и малого диаметра, по которым сырой природный газ транспортируется от устья скважины к перерабатывающему заводу. Если природный газ из конкретной скважины имеет высокое содержание серы и углекислого газа (сернистый газ), необходимо установить специальную трубу для сбора сернистого газа. Высокосернистый газ коррозионно-активен, поэтому его транспортировка от устья скважины до установки по переработке должна осуществляться осторожно.Обзор обработки и переработки природного газа.

Трубопроводы можно охарактеризовать как межгосударственные или внутригосударственные. Межгосударственные трубопроводы аналогичны системе автомагистралей между штатами: природный газ по ним транспортируется через границы штатов, а в некоторых случаях по всей стране. С другой стороны, внутригосударственные трубопроводы транспортируют природный газ в пределах определенного штата. В этом разделе будут рассмотрены только основы межштатных газопроводов, однако обсуждаемые технические и эксплуатационные детали практически одинаковы для внутриштатных газопроводов.

Межгосударственные газопроводы

Межгосударственные газопроводы
Источник: Национальная лаборатория энергетических технологий, DOE

Сеть газопроводов между штатами транспортирует переработанный природный газ с перерабатывающих заводов в добывающих регионах в районы с высокой потребностью в природном газе, особенно в крупные населенные городские районы.Как видно, сеть трубопроводов проходит по всей стране.
Межгосударственные газопроводы являются «магистралями» транспортировки природного газа. Природный газ, который транспортируется по трубопроводам между штатами, проходит в трубопроводе под высоким давлением, где давление составляет от 200 до 1500 фунтов на квадратный дюйм (psi). Это позволяет сократить объемы транспортируемого природного газа (до 600 раз), а также прокачки природного газа по трубопроводу.

В этом разделе рассматриваются компоненты межгосударственной трубопроводной системы, строительство трубопроводов, а также проверка и безопасность трубопроводов.Для получения дополнительной информации о межгосударственных трубопроводах в целом нажмите здесь , чтобы посетить веб-сайт Межгосударственной газовой ассоциации Америки.

Компоненты трубопровода

Трубопроводы

Interstate состоят из ряда компонентов, обеспечивающих эффективность и надежность системы, обеспечивающей круглогодичную поставку такого важного источника энергии, двадцать четыре часа в сутки, и включают ряд различных компонентов.

Трубопроводы

Трубы в пути
Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Трубы передачи могут иметь диаметр от 6 до 48 дюймов в зависимости от их назначения. Некоторые составные части трубы могут даже состоять из трубы малого диаметра, всего 0,5 дюйма в диаметре. Однако эта труба малого диаметра обычно используется только в системах сбора и распределения. Магистральные трубы, основной трубопровод в данной системе, обычно имеют диаметр от 16 до 48 дюймов. Боковые трубопроводы, по которым природный газ поступает в магистраль или из нее, обычно имеют диаметр от 6 до 16 дюймов. Диаметр большинства крупных межгосударственных трубопроводов составляет от 24 до 36 дюймов.Сам трубопровод, обычно называемый «линейной трубой», состоит из прочного материала из углеродистой стали, спроектированного в соответствии со стандартами, установленными Американским институтом нефти (API). Напротив, некоторые распределительные трубы изготовлены из высокотехнологичного пластика из-за необходимости гибкости, универсальности и простоты замены.

Магистральные трубопроводы производятся на сталелитейных заводах, которые иногда специализируются на производстве только трубопроводов. Существует две различных технологии производства: одна для труб малого диаметра, а другая для труб большого диаметра.Для труб большого диаметра, от 20 до 42 дюймов, трубы изготавливаются из листов металла, которые сворачиваются в форме трубы, а концы свариваются вместе, образуя отрезок трубы. С другой стороны, трубы малого диаметра могут быть изготовлены бесшовно. Это включает в себя нагрев металлического стержня до очень высоких температур, а затем пробивку отверстия в середине стержня для получения полой трубки. В любом случае перед отправкой с сталелитейного завода трубы проходят испытания, чтобы убедиться, что они соответствуют стандартам давления и прочности для транспортировки природного газа.

Линейная труба

также покрыта специальным покрытием для защиты от коррозии при погружении в землю. Цель покрытия – защитить трубу от влаги, вызывающей коррозию и ржавление. Существует несколько различных технологий нанесения покрытия. В прошлом трубопроводы покрывались специальной каменноугольной эмалью. Сегодня трубы часто защищают так называемой эпоксидной смолой плавления, которая придает трубе заметный светло-голубой цвет. Кроме того, часто используется катодная защита; это метод пропускания электрического тока через трубу для предотвращения коррозии и ржавчины.

Компрессорные станции

Как уже упоминалось, природный газ находится под высоким давлением, когда он проходит по межгосударственному трубопроводу. Для обеспечения того, чтобы природный газ, протекающий по любому трубопроводу, оставался под давлением, требуется периодическое сжатие этого природного газа вдоль трубопровода. Это достигается с помощью компрессорных станций, обычно размещаемых вдоль трубопровода с интервалом от 40 до 100 миль. Природный газ поступает на компрессорную станцию, где сжимается либо турбиной, либо мотором, либо двигателем.

Компрессорная станция А
Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Турбинные компрессоры получают энергию за счет использования небольшой доли природного газа, который они сжимают. Сама турбина служит для работы центробежного компрессора, который содержит тип вентилятора, который сжимает и прокачивает природный газ по трубопроводу. Некоторые компрессорные станции приводятся в действие с помощью электродвигателя, который приводит в действие центробежный компрессор того же типа.Этот тип сжатия не требует использования природного газа из трубы, однако требует наличия поблизости надежного источника электроэнергии. Поршневые двигатели на природном газе также используются для питания некоторых компрессорных станций. Эти двигатели напоминают очень большой автомобильный двигатель и питаются от природного газа из трубопровода. Сгорание природного газа приводит в действие поршни снаружи двигателя, которые служат для сжатия природного газа.

В дополнение к сжатию природного газа компрессорные станции также обычно содержат какой-либо тип сепаратора жидкости, очень похожий на те, которые используются для осушки природного газа во время его переработки.Обычно эти сепараторы состоят из скрубберов и фильтров, которые улавливают любые жидкости или другие нежелательные частицы из природного газа в трубопроводе. Хотя природный газ в трубопроводах считается «сухим» газом, нередко определенное количество воды и углеводородов конденсируется из газового потока во время его транспортировки. Сепараторы жидкости на компрессорных станциях обеспечивают максимально возможную чистоту природного газа в трубопроводе и обычно фильтруют газ перед сжатием.

Узел учета

В дополнение к сжатию природного газа для уменьшения его объема и проталкивания по трубе, на межгосударственных газопроводах периодически размещают замерные узлы.Эти станции позволяют трубопроводным компаниям контролировать природный газ в своих трубах. По сути, эти узлы учета измеряют расход газа по трубопроводу и позволяют трубопроводным компаниям «отслеживать» природный газ по мере его прохождения по трубопроводу. Эти узлы учета используют специализированные счетчики для измерения природного газа по мере его прохождения по трубопроводу, не препятствуя его движению.

Клапаны

Заземляющий клапан
Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Межгосударственные трубопроводы включают большое количество запорной арматуры по всей длине. Эти клапаны работают как шлюзы; они обычно открыты и позволяют свободно течь природному газу, или их можно использовать для остановки потока газа на определенном участке трубы. Существует много причин, по которым трубопроводу может потребоваться ограничить поток газа в определенных областях. Например, если участок трубы требует замены или технического обслуживания, клапаны на любом конце этого участка трубы можно закрыть, чтобы обеспечить безопасный доступ инженерам и рабочим бригадам. Эти большие клапаны можно размещать через каждые 5-20 миль вдоль трубопровода, и они регулируются нормами безопасности.

C Станции управления и системы SCADA

У компаний, занимающихся трубопроводами природного газа, есть клиенты на обоих концах трубопровода – производители и переработчики, которые подают газ в трубопровод, а также потребители и местные газовые компании, которые забирают газ из трубопровода. Чтобы управлять природным газом, поступающим в трубопровод, и гарантировать, что все потребители получат своевременную доставку своей порции этого газа, необходимы сложные системы контроля для мониторинга газа, когда он проходит через все участки трубопровода, который может быть очень длинным. трубопроводная сеть.Для выполнения этой задачи по мониторингу и контролю природного газа, проходящего по трубопроводу, централизованные станции управления газом собирают, усваивают и управляют данными, полученными от станций мониторинга и компрессорных станций по всему трубопроводу.

Станция управления трубопроводом
Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Большая часть данных, получаемых станцией управления, обеспечивается системами диспетчерского управления и сбора данных (SCADA).Эти системы представляют собой сложные коммуникационные системы, которые проводят измерения и собирают данные вдоль трубопровода (обычно в измерительных или компрессорных станциях и арматуре) и передают их на централизованный пункт управления. Скорость потока через трубопровод, рабочее состояние, показания давления и температуры могут использоваться для оценки состояния трубопровода в любой момент времени. Эти системы также работают в режиме реального времени, что означает небольшую задержку между измерениями вдоль трубопровода и их передачей на станцию ​​управления.
Данные передаются на централизованную станцию ​​управления, что позволяет инженерам по трубопроводам всегда точно знать, что происходит на трубопроводе. Это позволяет быстро реагировать на сбои в работе оборудования, утечки или любую другую необычную активность вдоль трубопровода. Некоторые системы SCADA также включают возможность удаленного управления определенным оборудованием вдоль трубопровода, включая компрессорные станции, что позволяет инженерам в централизованном центре управления немедленно и легко регулировать скорость потока в трубопроводе.

Строительство трубопроводов

По мере роста потребления природного газа возрастает потребность в транспортной инфраструктуре для удовлетворения возросшего спроса. Это означает, что трубопроводные компании постоянно оценивают поток природного газа через США и строят трубопроводы, чтобы обеспечить транспортировку природного газа в те районы, которые недостаточно обслуживаются.

Обследование полосы отвода
Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Строительство газопроводов требует тщательного планирования и подготовки.В дополнение к фактическому строительству трубопровода необходимо выполнить несколько разрешительных и нормативных процессов. Во многих случаях до начала процессов получения разрешений и доступа к земле компании, занимающиеся трубопроводами природного газа, готовят технико-экономический анализ, чтобы убедиться, что существует приемлемый маршрут для трубопровода, который оказывает наименьшее воздействие на окружающую среду и уже существующую общественную инфраструктуру.

Если трубопроводная компания получит все необходимые разрешения и выполнит все нормативные требования, можно начинать строительство трубы.Завершено всестороннее обследование намеченного маршрута, как с воздуха, так и с земли, чтобы гарантировать, что во время фактической сборки трубопровода не возникнет никаких неожиданностей.

Установка трубопровода очень похожа на сборочную линию, где участки трубопровода собираются поэтапно. Во-первых, путь трубопровода очищается от всех устранимых препятствий, включая деревья, валуны, кусты и все остальное, что может помешать строительству. После того, как трасса трубопровода будет достаточно расчищена для доступа строительной техники, секции труб укладываются вдоль намеченной трассы, этот процесс называется «натяжением» трубы.Эти секции труб обычно имеют длину от 40 до 80 футов и зависят от их назначения. То есть в определенных областях предъявляются разные требования к материалу покрытия и толщине трубы.

«Натяжка» трубы
Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

После установки трубы рядом с уложенной трубой выкапываются траншеи. Эти траншеи обычно имеют глубину от пяти до шести футов, поскольку правила требуют, чтобы труба находилась не менее чем на 30 дюймов ниже поверхности. Однако на некоторых участках, в том числе на пересечениях дорог и водоемах, трубу закапывают еще глубже. После того, как траншеи выкопаны, труба собирается и контурируется. Это включает в себя сварку секций трубы вместе в один непрерывный трубопровод и, при необходимости, небольшой изгиб, чтобы он соответствовал контуру пути трубопровода. Покрытие наносится на концы труб. Покрытие, нанесенное на заводе по нанесению покрытий, обычно оставляет концы трубы чистыми, чтобы не мешать сварке. Наконец, все покрытие трубы проверяется на отсутствие дефектов.

После того, как труба сварена, согнута, покрыта и осмотрена, ее можно опустить в ранее вырытые траншеи. Это делается с помощью специального строительного оборудования, которое ровно поднимает трубу и опускает ее в траншею. После опускания в землю траншея тщательно засыпается, чтобы обеспечить целостность трубы и ее покрытия. Последним этапом строительства трубопровода являются гидростатические испытания. Он состоит из проточной воды под давлением выше, чем это необходимо для транспортировки природного газа, по всей длине трубы. Это служит проверкой, чтобы убедиться, что трубопровод достаточно прочен и что в нем отсутствуют какие-либо утечки или трещины, прежде чем природный газ будет прокачиваться по трубопроводу.

Опускная труба
Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Прокладка трубы поперек ручьев или рек может осуществляться одним из двух способов. Переход открытым способом включает рытье траншей на дне реки для размещения трубы.Когда это делается, сама труба обычно снабжается бетонным кожухом, который гарантирует, что труба остается на дне реки, и добавляет дополнительное защитное покрытие, предотвращающее утечку природного газа в воду. В качестве альтернативы может использоваться форма наклонно-направленного бурения, при которой под рекой пробуривается «тоннель», через который может быть пропущена труба. Те же методы используются для пересечения дорог: либо выкапывается открытая траншея поперек дороги и заменяется после установки трубы, либо под дорогой может быть пробурен туннель.

После того, как трубопровод был установлен и покрыт, предпринимаются активные усилия для восстановления трассы трубопровода до его первоначального состояния или для смягчения любых воздействий на окружающую среду или других воздействий, которые могли иметь место в процессе строительства. Эти шаги часто включают замену верхнего слоя почвы, заборов, оросительных каналов и всего остального, что могло быть удалено или нарушено в процессе строительства. Для получения дополнительной информации о строительстве газопровода посетите веб-сайт Межгосударственной газовой ассоциации Америки.

Осмотр и безопасность трубопроводов

Скребок – Инструмент для осмотра трубопровода
Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Чтобы обеспечить эффективную и безопасную работу разветвленной сети газопроводов, трубопроводные компании регулярно проверяют свои трубопроводы на наличие коррозии и дефектов. Это делается с помощью сложного оборудования, известного как «умные свиньи».«Умные свиньи» — это интеллектуальные роботизированные устройства, которые перемещаются по трубопроводу для оценки внутренней части трубы. Умные скребки могут проверять толщину и округлость трубы, проверять наличие признаков коррозии, обнаруживать незначительные утечки и любые другие дефекты внутри трубопровода, которые могут либо препятствовать потоку газа, либо представлять потенциальную угрозу безопасности при эксплуатации трубопровода. трубопровод. Отправка «умной свиньи» по конвейеру называется «заполнением конвейера».

Помимо инспекции с помощью умных свиней, существует ряд мер предосторожности и процедур, направленных на минимизацию риска несчастных случаев.На самом деле транспортировка природного газа является одним из самых безопасных способов транспортировки энергии, в основном из-за того, что инфраструктура стационарна и скрыта под землей. По данным Министерства транспорта (DOT), трубопроводы являются самым безопасным методом транспортировки нефти и природного газа. В то время как ежегодно происходит более 100 смертей, связанных с линиями электропередач, по данным Управления безопасности трубопроводов Министерства транспорта США в 2009 г., было 0 смертей, связанных с магистральными трубопроводами, и 10 смертей, связанных с распределительными системами.Чтобы узнать больше о безопасности трубопроводов, посетите Управление безопасности трубопроводов Министерства транспорта.

Некоторые из мер предосторожности, связанных с трубопроводами природного газа, включают:

  • Воздушное патрулирование  — Самолеты используются для обеспечения того, чтобы строительные работы не проводились слишком близко к маршруту трубопровода, особенно в жилых районах. Согласно INGAA
  • , несанкционированное строительство и земляные работы являются основной угрозой безопасности трубопровода.
  • Обнаружение утечек  — Оборудование для обнаружения природного газа периодически используется персоналом трубопровода на поверхности для проверки на наличие утечек. Это особенно важно в районах, где природный газ не имеет запаха.
  • Маркеры трубопроводов  — Знаки на поверхности над газопроводами указывают на наличие подземных трубопроводов для общественности, чтобы уменьшить вероятность любого вмешательства в трубопровод.
  • Отбор проб газа  – Регулярный отбор проб природного газа в трубопроводах обеспечивает его качество, а также может указывать на коррозию внутренней части трубопровода или приток загрязняющих веществ.
  • Профилактическое техническое обслуживание  – Это включает в себя проверку клапанов и устранение поверхностных препятствий для осмотра трубопровода.
  • Аварийное реагирование  – Трубопроводные компании имеют обширные аварийно-спасательные группы, которые готовятся к возможному широкому спектру потенциальных аварий и чрезвычайных ситуаций.
  • Программа «Один звонок». вызывается, когда планируются какие-либо земляные работы. Этот звонок предупреждает трубопроводную компанию, которая может поставить отметку в этом районе или даже отправить представителей для наблюдения за раскопками. Национальный трехзначный номер для одного звонка — «811».

В то время как крупные межгосударственные газопроводы транспортируют природный газ из регионов переработки в регионы потребления и могут напрямую обслуживать крупных оптовых потребителей, таких как промышленные потребители или потребители электроэнергии, именно система распределения фактически доставляет природный газ большинству розничных потребителей, включая бытовые потребители природного газа.

Трубопроводы природного газа — Управление энергетической информации США (EIA)

Газопроводная сеть США представляет собой высокоинтегрированную сеть, по которой природный газ транспортируется по всей континентальной части Соединенных Штатов. Трубопроводная сеть насчитывает около 3 миллионов миль магистральных и других трубопроводов, которые связывают районы добычи и хранения природного газа с потребителями. В 2020 году эта сеть транспортировки природного газа доставила около 27,7 триллионов кубических футов природного газа примерно на 77.3 млн клиентов.

Из чего состоит эта транспортная сеть?

  • Системы сбора, в основном состоящие из трубопроводов малого диаметра и низкого давления, перемещают сырой природный газ от устья скважины к заводу по переработке природного газа или к соединению с более крупным магистральным трубопроводом.
  • Установки по переработке природного газа отделяют жидкие углеводородные газы, неуглеводородные газы и воду от природного газа до подачи природного газа в магистральную систему передачи.
  • Межгосударственные магистральные трубопроводы высокого давления, пересекающие государственные границы, и внутригосударственные магистральные газопроводы, работающие в пределах государственных границ, транспортируют природный газ от районов добычи и переработки к хранилищам и распределительным центрам. Компрессорные станции (или насосные станции) в сети трубопроводов поддерживают движение природного газа по системе трубопроводов.
  • Местные распределительные компании доставляют природный газ потребителям по трубопроводам малого диаметра с низким давлением.

Нажмите, чтобы увеличить

Трубопроводы природного газа

Источник: стоковая фотография (защищено авторским правом)

Как эта сеть передачи и распределения стала такой большой?

Около половины существующей магистральной сети передачи природного газа и большая часть местной распределительной сети были проложены в 1950-х и 1960-х годах, поскольку после Второй мировой войны потребительский спрос на природный газ увеличился более чем вдвое.Распределительная сеть продолжала расширяться, чтобы снабжать природным газом новые коммерческие объекты и жилые комплексы.

Цены на природный газ существенно выросли в период с 2003 по 2008 год. Более высокие цены дали производителям природного газа стимул расширить разработку существующих месторождений и начать разведку ранее неразрабатываемых месторождений природного газа. Достижения в технологиях бурения и добычи привели к увеличению добычи из сланцев и других плотных геологических формаций.Это увеличение производства способствовало общему снижению цен на природный газ с 2009 года, что, в свою очередь, способствовало увеличению спроса на природный газ для производства электроэнергии и в промышленности. Следовательно, были построены новые магистральные трубопроводы и строятся другие, чтобы связать расширенные и новые источники производства с большим количеством потребителей по всей стране, особенно на северо-востоке.

Последнее обновление: 5 ноября 2021 г.

Газовые системы высокого и низкого давления при добыче нефти и газа | Марли Роуз

Многие скважины наряду с сырой нефтью добывают некоторое количество природного газа.Другие могут производить в основном или только природный газ. Всякий раз, когда из скважины поступает достаточно газа, чтобы его можно было собирать и продавать, к резервуарному парку и устью скважины необходимо добавить дополнительное оборудование и сосуды. Все оборудование, предназначенное для обработки добычи газа, вместе называется газовой системой. Она начинается в сепараторе, где из жидких продуктов скважины выделяется газ.

Рис. 1. Схема танковой батареи. Газовая система имеет маркировку G.

Давление газа

Давление является важным фактором в любой аккумуляторной батарее.Он направляет жидкость и газ через различные сосуды и помогает предотвратить потери в результате испарения. Давление регулируется клапанами, как в линии выхода газа, так и в линии выхода воды и масла. В масляных и водяных линиях используются клапаны с мембранным управлением для поддержания противодавления. В газовой линии также будет использоваться мембранный обратный клапан. Мембранные клапаны имеют конструкцию, в которой используются пружина и болт сверху для регулировки давления сброса.

Рис. 2. Обратный клапан в разрезе.(любезно предоставлено Kimray, Inc.)

Жидкости могут перетекать только из сосуда с более высоким давлением в сосуд с более низким давлением, поэтому в сепараторе будет самое высокое давление из всех сосудов в группе резервуаров, а в стандартных резервуарах будет самое низкое давление. . Этот баланс давления контролируется газовой системой.

Рис. 3. Прибор для измерения давления газа.

Скважины обычно проверяются ежемесячно. Частью этого испытания является измерение давления и объема производимого газа.Скважина, как правило, доходит до резервуарной батареи, чтобы можно было проводить измерения расходомером, подобным показанному на рис. 3 .

Система высокого давления

Газовую систему можно условно разделить на систему высокого давления и систему низкого давления. Система высокого давления на самом деле не находится под высоким давлением, особенно по сравнению с давлением в скважине; сепаратор может быть единственным сосудом, входящим в состав системы высокого давления. Однако сепаратор может иметь давление от 20 до 50 фунтов на квадратный дюйм, чего достаточно, чтобы требовать осторожности.

В некоторых случаях, особенно при малоэффективных скважинах, добываемый газ может быть очень небольшим. Кожух можно просто оставить открытым, чтобы выпустить образующийся газ. Однако в жидкости может оставаться достаточно газа, так что сепаратор все же может потребоваться. Другие сосуды, которые могут считаться частью системы высокого давления, включают в себя нагреватели-обработчики или промывочные баки, которые могут находиться под давлением более нескольких фунтов.

Система низкого давления

Система низкого давления в основном состоит из атмосферных резервуаров, таких как складские резервуары.Стандартные резервуары обычно имеют противодавление от нескольких унций до нескольких фунтов, что помогает предотвратить потери на испарение. Газ обычно вытекает из газоотводных отверстий резервуаров и оттуда в блок улавливания паров при небольшом давлении, удерживаемом клапаном. Несмотря на то, что давление довольно низкое, предохранительный клапан все же необходим. Популярный простой вариант — использовать отрезок Г-образной трубы. Его можно использовать с мембранным клапаном в качестве предохранительного клапана, если в сосуде должно возрасти давление.

Рис. 4. Схема обратного клапана. Этот поддерживает противодавление в одну унцию и предназначен для использования с атмосферными сосудами. (любезно предоставлено Sivalls, Inc.)

Блок улавливания паров также считается частью системы низкого давления. Он размещается между сосудами высокого давления и атмосферными резервуарами и используется для регенерации жидких углеводородов, обычно конденсатов с низким весом, которые испарились. Они конденсируются из газа и направляются обратно в сборные резервуары.Установки улавливания паров чаще всего требуются при расположении скважин в населенных пунктах. Один из них также может быть полезен, когда нагреватель-обработчик используется в аккумуляторной батарее, так как тепло может увеличить потери в результате испарения.

Рис. 5. Пример установки улавливания паров.

Блок чаще всего монтируется на салазках. Базовый блок состоит из компрессора и своего рода скруббера для удаления паров. Затем газ сжимается; важно удалить как можно больше жидкости, так как компрессор обычно предназначен только для газа.Жидкость в компрессоре может привести к его повреждению. Компрессор необходим, так как газ впрыскивается обратно в сепаратор; газ должен находиться под более высоким давлением, чем в сепараторе. Уровень жидкости в компрессоре необходимо регулярно проверять. И наоборот, эти насосы необходимо смазывать, поскольку сухой газ может привести к трению между компонентами компрессора.

Система реализации газа

Газ собирается со всех судов, включая сепаратор, нагреватель-очиститель, складские резервуары и любые другие сосуды.Перед подачей газа в трубопровод газовая компания измеряет его объем с помощью газового счетчика. Также будет обратный клапан и обратный клапан для предотвращения потери газа.

Давление в трубопроводе часто устанавливается довольно низким, ниже рабочего давления в резервуарах резервуарного парка. Это позволяет газу течь от батареи к трубопроводу. Далее по линии будет компрессор, который повышает давление в трубопроводе до 500 фунтов на квадратный дюйм для транспортировки на большие расстояния.

Возможно, газа добывается и направляется по трубопроводу больше, чем продает газовая компания.Когда это произойдет, давление в трубопроводе возрастет. В результате добыча на скважине замедляется, возможно, совсем немного. Все по-прежнему работает нормально, но давление таково, что новая добыча газа направляется на сброс газа в факел, а не по трубопроводу. Единственным вариантом в этих случаях может быть закрытие скважины на короткое время.

Было бы полезно оператору получать более своевременные, описательные и точные производственные отчеты от насосов в полевых условиях?

Насосщики, закончив свой маршрут, вы устали составлять отчеты о производстве и рассылать квитанции о продажах и обслуживании?

Если да, загляните в GreaseBook, чтобы узнать, как сотни операторов (и тысячи насосных станций) используют простое мобильное приложение для упрощения отчетности!

www. Greasebook.com

Трубопроводные системы природного газа Распределение на месте – соображения прочности

Нормы, охватывающие системы природного газа более высокого давления в крупномасштабных системах распределения природного газа, следующие: Природный и другой газ по трубопроводу: минимальные федеральные стандарты безопасности и; b) ASME B31.8 Трубопроводные системы передачи и распределения газа.

Хотя эти нормы и не могут быть применимы конкретно к распределительным системам в кампусе, они предлагают множество правил по выбору материала труб и выбора регулятора, которые могут быть применимы к «наилучшей практике проектирования» для этих небольших систем.К сожалению, Национальный кодекс по топливному газу ANSI Z223.1/NFPA 54 и Международный кодекс по топливному газу не учитывают выбор материалов трубопроводов и толщин стенок труб.

Представитель владельца должен работать в тесном контакте с поставщиком природного газа и следовать его правилам, положениям и рекомендациям при любой установке, поскольку поставщик лучше всего знаком с местными правилами, применимыми к проекту. Они будут иметь приоритет над кодами, указанными выше.

АСМЭ Б31.8 охватывает проектирование, изготовление, установку, проверку и испытания трубопроводных сооружений, используемых для транспортировки природного газа. Этот Кодекс также охватывает аспекты безопасности при эксплуатации и техническом обслуживании этих объектов. Обязательное Приложение Q включает диаграммы области применения. Лица, знакомые с нормами ASME для трубопроводов, знают, что эти нормы предоставляют методы определения прочности и способности выдерживать давление различных материалов трубопроводов, а также требования к установке. Целью настоящего документа не является сокращение этих кодов до двух или трех абзацев.

Для целей данной статьи обсуждение будет ограничено трубопроводами, установленными в классах размещения 3 и 4 (загородная и городская среда), а также в распределительных сетях низкого давления и коммуникационных линиях (после систем передачи) и для трубопроводов NPS 12 (DN 300 ) и меньше.

Материалы для трубопроводов

В статье инженера-сантехника за сентябрь 2019 г. «Системы трубопроводов природного газа на участке – материалы трубопроводов и требования к установке» обсуждение было сосредоточено на использовании труб из углеродистой стали для наземных установок и труб из полиэтилена (ПЭ) для подземных установок.С точки зрения прочности при низком давлении (менее 100 фунтов на кв. дюйм / 689 кПа) стальные трубы обладают значительной избыточной прочностью. Полиэтиленовый трубопровод требует более тщательного изучения соображений прочности трубы, поскольку полиэтилен не такой жесткий или прочный, как сталь; кроме того, подземные трубопроводы подвержены риску разрушения под давлением грунта, в отличие от надземных трубопроводов.

Технический контроль — давление в трубопроводе

Справочник Института пластиковых труб (PPI) по полиэтиленовым трубам содержит подробный обзор долговечности материалов полиэтиленовых труб, а также необходимые атрибуты, которые следует использовать при проектировании систем трубопроводов из полиэтилена для систем природного газа.

Как упоминалось выше, прочность и жесткость полиэтиленовых труб далеко не так высока, как у их металлических аналогов. Очевидное инженерное решение состоит в том, чтобы обеспечить достаточную толщину материала/стенок трубопроводной системы, чтобы обеспечить способность выдерживать давление, требуемую приложением.

Номинальное давление для газораспределительных и газопроводных труб в федерально-регулируемых применениях США определяется разделом 49 CFR, часть 192. CFR 192.121 требует, чтобы максимальное номинальное давление (PR) полиэтиленовой трубы определялось на основе рекомендуемого гидростатического расчетного напряжения (HDS). ), который равен расчетной гидростатической основе материала (HDB), умноженной на расчетный коэффициент (DF), равный 0.32. (На момент написания этой статьи обсуждалось увеличение DF до 0,40. В Канаде газораспределительная труба регулируется в соответствии с CSA Z662-07. CSA допускает применение расчетного коэффициента 0,40 к HDB для получения ГДС для газораспределительной трубы

HDB определяется с помощью серии исследований и временных экстраполяций. Разработка этих HDB описана в Справочнике по полиэтиленовым трубам Института пластиковых труб. Для пластиковых материалов их долговременная рабочая прочность при температуре определяется на основе результата продолжительного напряжения в зависимости от времени до разрыва (т.е. стресс-разрыв) оценка. Стандартной основой для определения значения долговременной гидростатической прочности (LTHS) для материалов труб из полиэтилена являются результаты испытаний под давлением в воде или воздухе при базовой температуре 73°F (23°C). Однако многие коммерческие марки полиэтиленовых материалов также имеют LTHS, который был определен при повышенной температуре, обычно 140°F (60°C).

LTHS материала трубы из полиэтилена основан на его значении через 100 000 часов (11,4 года), однако это не определяет его расчетный срок службы.Новые высокоэффективные материалы для труб из полиэтилена, например, материалы из полиэтилена 4710, не демонстрируют спада до 50-летнего перерыва. Было проведено множество оценок влияния постоянной температуры на LTHS PE. Хотя результаты испытаний показали, что на материалы можно воздействовать несколько по-разному, они также показывают, что в диапазоне примерно на 30°F (17°C) выше и ниже базовой температуры 73°F (23°C) эффект достаточно схож. чтобы его можно было представить общим набором множителей температурной компенсации.

Это эквивалентно утверждению, что для трубы из ПЭВП, отвечающей требованиям ASTM D2513, HDS составляет 500 фунтов на кв. дюйм (3450 кПа) при 73°F (23°C), а для трубы из MDPE, отвечающей требованиям ASTM D2513, HDS составляет 400 фунтов на квадратный дюйм. (2670 кПа) при 73°F (23°C). Существуют дополнительные ограничения, налагаемые настоящим Кодексом, такие как максимальное давление, при котором может эксплуатироваться полиэтиленовая труба (которое на момент написания настоящего документа составляет 125 фунтов на квадратный дюйм (860 кПа) для трубопроводов, установленных в классах размещения 3 и 4 и в распределительных системах). ) и допустимый диапазон рабочих температур. Федеральные нормы относятся к PPI TR-4 для HDS для различных пластиковых материалов трубопроводов при различных температурах. PPI TR-3 предоставляет информацию для интерполяции информации между испытанными пределами температуры.

CFR 192 Проектирование трубопровода природного газа, способного выдерживать давление

В параграфе 192.121 CFR 192 рассматривается конструкция пластиковой трубы. Параграф 192.123 охватывает конструктивные ограничения для пластиковых труб.

С учетом ограничений §192.123, расчетное давление для пластиковой трубы определяется по одной из следующих формул:

P = 2 * S * t * DF / (D – t)

P = 2 * S * DF / (SDR – 1)

Где:

P = Расчетное давление, манометрическое, фунт/кв.дюйм изб. (кПа).

S = Для труб из термопласта (PE) HDB определяется в соответствии с перечисленными спецификациями при температуре, равной 73 °F (23 °C), 100 °F (38 °C), 120 °F (49 °C) или 140 °F (60 °C). В случае отсутствия ГДТ, установленной при заданной температуре, ГДБ более высокой температуры может быть использована для определения расчетного номинального давления при указанной температуре путем арифметической интерполяции с использованием процедуры, описанной в части D.2 PPI TR-3/2008, Политики HDB/PDB/SDB/MRS (включены посредством ссылки, см. §192.7).

t = Заданная толщина стенки, дюймы (мм).

D = Указанный наружный диаметр, дюймы (мм).

SDR = Соотношение стандартных размеров, отношение среднего указанного наружного диаметра к минимальной указанной толщине стенки, соответствующее значению из общей системы нумерации, полученной из предпочтительной числовой серии 10 Американского национального института стандартов.

DF = 0,32 (по обсуждению выше)

CFR Конструктивные ограничения для пластиковых труб

Расчетное давление не должно превышать манометрическое давление 125 фунтов на кв. дюйм (862 кПа) для пластиковых труб, используемых в: (1) распределительных системах (низкого давления); или (2) местоположения классов 3 и 4. Когда размер трубы соответствует номинальному размеру трубы NPS-12 (DN 300) или меньше; материал представляет собой РЕ 2708 или РЕ 4710, как указано в ASTM D2513; расчетное давление определяется в соответствии с расчетным уравнением, определенным в §192.121.

Пластиковые трубы нельзя использовать там, где (земля или) рабочая температура трубы будет: (1) ниже -20 °F (-29 °C) или -40 °F (-40 °C), если вся труба и компоненты трубопровода, рабочая температура которых будет ниже -20 °F (-29 °C), имеют номинальную температуру, установленную изготовителем, соответствующую этой рабочей температуре; или (2) выше температуры, при которой определяется HDB, используемая в расчетной формуле согласно §192.121.

PE Обозначение материала

Стандарты

для полиэтиленовых труб определяют допустимые материалы в соответствии со стандартным кодом обозначения. Это обозначение было разработано для быстрой идентификации основных конструктивных и конструктивных свойств материала трубы. Поскольку в этом разделе речь идет об этом предмете, уместно сначала описать связь между кодовыми обозначениями и этими основными свойствами. Для этой цели и в качестве примера далее поясняется значение одного обозначения, PE4710.

Буквы «PE» означают, что это полиэтиленовый материал для труб. Первая цифра, в данном примере цифра «4», определяет класс плотности полиэтиленовой смолы в соответствии со стандартом ASTM D3350, Стандартными техническими условиями для полиэтиленовых пластиковых труб и фитингов (диапазон: от 0 до 7).Вторая цифра, в данном примере цифра «7», определяет стандартную классификацию материала по сопротивлению медленному росту трещин, а также в соответствии со стандартом ASTM D3350 (диапазон: от 0 до 8), относящуюся к его способности сопротивляться возникновению и распространению медленно растущие трещины при воздействии длительной локализованной интенсификации напряжений. Третья и четвертая цифры вместе, число «10» в этом примере, обозначают рекомендуемое гидростатическое расчетное напряжение (HDS) материала для воды при 73°F (23°C) в единицах 100 фунтов на квадратный дюйм.В этом примере цифра «10» означает, что HDS составляет 1000 фунтов на квадратный дюйм. К сожалению, HDS — это обозначение воды, а HDB и HDS не имеют прямого отношения к работе с природным газом.

Способность выдерживать кажущееся давление полиэтиленовой трубы

Ниже приведены примеры типичных расчетных напряжений и рабочих температур для материалов из полиэтилена. При рассмотрении материала полиэтилена инженер должен проконсультироваться с потенциальными производителями материалов для труб из полиэтилена и PPI TR-4, чтобы определить спецификацию материала, которая будет использоваться на основе расчетного давления в системе.Ниже представлены данные одного из производителей полиэтиленовых труб.

Преобразовывая эти гидростатические расчетные базы с SDR, следующие значения расчетного давления становятся очевидными с использованием уравнений из CFR 192, параграф 192. 121

.

Конструкция трубы из заглубленного полиэтилена

PPI Проектирование систем трубопроводов из полиэтилена, глава 6 Раздел 3 описывает, как рассчитать давление грунта, действующее на полиэтиленовую трубу из-за веса грунта и поверхностных нагрузок, как определить результирующий прогиб на основе свойств трубы и грунта, а также как рассчитать допустимое (безопасное) давление грунта на сжатие стенки (раздавливание) и кольцевое выпучивание полиэтиленовой трубы.Используемые расчеты в основном соответствуют формуле Айовы для монтажа пластиковых труб. Опасность здесь заключается в том, что труба может быть случайно раздавлена ​​из-за давления грунта или поверхностных нагрузок; особенно когда нет давления в трубе. Также, если родной грунт плохого качества, устойчивость грунта в районе траншеи для трубы можно повысить за счет улучшенных материалов обратной засыпки.

Детальные расчеты не всегда необходимы для определения пригодности полиэтиленовой трубы для конкретного применения. Напорные трубы, которые соответствуют окну проектирования, указанному в AWWA M-55 «PE Pipe — Design and Installation» в отношении SDR трубы, установки и глубины залегания, соответствуют указанным пределам прогиба для PE трубы, имеют коэффициент безопасности не менее 2,0 против потери устойчивости и не превышают допустимое сжимающее напряжение материала для полиэтилена. Таким образом, проектировщику не нужно выполнять обширные расчеты для труб, размеры и установка которых соответствуют Окну проектирования М-55.

Технические характеристики окна AWWA M-55 Design: 

а) Труба из устойчивого к нагрузкам полиэтилена.

b) На трубу практически не воздействует мертвая поверхность, грунтовые воды не поднимаются над поверхностью, а меры по предотвращению плавучести трубы с неглубоким покрытием не предусмотрены.

c) Закладочные материалы имеют крупнозернистую структуру, уплотнены как минимум до 85% стандартной плотности по Проктору и имеют E’ не менее 1000 фунтов на кв. дюйм (6,9 МПа). Родная почва должна быть стабильной; другими словами, естественная почва должна иметь E’ не менее 1000 фунтов на квадратный дюйм (6,9 МПа).

г) Удельный вес нативной почвы не превышает 120 пкф (18.87 кН/м3).

e) Труба устанавливается в соответствии с рекомендациями производителя по контролю сдвигающих и изгибающих нагрузок и минимального радиуса изгиба и устанавливается в соответствии со стандартом ASTM D2774 для напорных труб.

Расчетное окно AWWA M-55 Максимальная и минимальная глубина покрытия, не требующая расчетов

Минимальная глубина прокладки трубопровода для природного газа в соответствии с CFR 192 составляет 36 дюймов (915 мм) до верха трубы, если только она не заглублена в скалу, тогда допустима глубина 24 дюйма (610 мм).CFR 192 также требует, чтобы в районах, где глубокая вспашка или другие виды деятельности могут угрожать трубопроводу, верхняя часть трубопровода должна быть установлена ​​не менее чем на один фут ниже предполагаемого наиболее глубокого проникновения в почву.

Минимальная глубина прокладки составляет от 12 до 18 дюймов (от 305 до 457 мм) в соответствии с IFGC и NFPA 54. Стандарт ASME B31.8 требует прокладки инженерных коммуникаций на такой глубине, которая защитит их от чрезмерной внешней нагрузки и местной деятельности, такой как работа в саду. . Требуется, чтобы в частной собственности было предусмотрено покрытие минимум 12 дюймов (300 мм), а на улицах и дорогах — минимум 18 дюймов (460 мм).AGA рекомендует, чтобы минимальная глубина трубы для магистрали составляла 24 дюйма (610 мм).

Если установка заглубления выходит за рамки Окна проектирования AWWA M-55, в главе 6, разделе 3 PPI Design of PE трубопроводных систем приведены подробные расчеты для проверки способности трубопроводной системы противостоять разрушению. Имейте в виду, что большинство ограничений, изложенных в Окне проектирования AWWA M-55, являются рекомендуемыми методами установки как пластиковых, так и полиэтиленовых труб.

Монтаж подземных полиэтиленовых труб

Подземные полиэтиленовые трубы для природного газа должны быть установлены в соответствии со Стандартной практикой ASTM D 2774 для подземной прокладки термопластичных напорных трубопроводов. ASTM D 2774 охватывает аспекты рытья траншей, основания, защиты и обратной засыпки для установки пластиковых подземных трубопроводных систем под давлением. ASTM D 2774 дополнен ASTM F1688, Стандартным руководством по строительным процедурам для заглубленных пластиковых труб; это руководство содержит общую информацию о конструкции, применимую к пластиковым трубам, и дополняет стандарты установки для различных типов труб, включая трубы из полиэтилена. Гибкие трубы, такие как термопластик и стекловолокно, обычно проектируются таким образом, чтобы опираться на жесткость грунта, окружающего трубу, в качестве опоры.В контрактных документах должны быть описаны требования к соответствующей почвенной опоре.

После установки трубопровода, если глубина залегания трубопровода составляет менее 36 дюймов (914 мм), важно защитить трубопроводы, накрыв траншеи защитными барьерами, если предполагается, что по пути трубопровода будет пересекаться большая часть грузовиков.

Тепловое расширение и сжатие

Подземная труба, как правило, хорошо удерживается грунтовыми нагрузками и испытывает очень небольшие боковые смещения. 2)

Где:

F = Сила, создаваемая расширением/сжатием, фунты (Ньютоны)

σ = Напряжение в трубе, создаваемое расширением/сжатием материала, psi (Н/мм 2 )

α = коэффициент теплового расширения материала трубы, дюйм/дюйм/°F, (мм/мм/°C)

E = кажущийся модуль упругости материала трубы, psi (Н/мм 2 )

∆T = изменение температуры материала трубы, °F (°C)

Do= Внешний диаметр материала трубы, дюймы (мм)

Di = внутренний диаметр материала трубы, дюймы (мм)

После определения усилий на основе ожидаемых температур грунта необходимо будет спроектировать анкерные блоки.

Трубопровод природного газа – обзор

8.1 Введение

Инфраструктура жизнеобеспечения включает газопроводы и нефтепроводы, водопроводные и канализационные линии, хранилища газа и нефти, туннели, линии электропередач и связи, среди прочего (Ariman and Muleski, 1981) , которые жизненно важны для современного общества и урбанизации. По мере увеличения масштабов урбанизации и роста зависимости общества от современной инфраструктуры возрастают и негативные последствия отказа жизненных путей.Повреждение критически важных жизненных линий инфраструктуры, таких как подземные трубопроводы, может иметь потенциально экстремальные последствия, включая потерю давления воды, энергоснабжения и связи, а также вторичные эффекты, такие как широкое распространение болезней из-за загрязненной питьевой воды и затруднение усилий по реагированию из-за нехватки ресурсов жизнеобеспечения. (например, водоснабжение для пожаротушения). К числу наиболее серьезных опасностей для подземных трубопроводов относятся сейсмические и оползневые явления, приводящие к распространению волн и постоянным смещениям грунта (PGD).Опасности PGD обычно считаются гораздо более серьезными (R. Eguchi, 1983; O’Rourke, 2005), чем распространение волн. ПГД может быть локализована на небольшом участке трубопровода, например, в случае поверхностных разломов, или широко распространена, например, в случае крупномасштабного бокового распространения во время разжижения. Широко распространенная PGD может привести к множеству мест повреждения по всей площади бокового распространения, в то время как локализованная PGD может привести к небольшому количеству мест повреждения, но с потенциально гораздо более серьезными повреждениями. Были разработаны оценки повреждения трубопровода на основе волнового движения и показателей PGD.Eguchi (1983) сопоставил скорость прорыва трубы с модифицированной интенсивностью Mercalli (MMI). O’Rourke и Ayala (1993) представили скорость распространения волн в зависимости от пиковой скорости грунта для различных типов труб и материалов. Несколько исследователей разработали эмпирические зависимости повреждения от распространения волн для различных типов труб и ситуаций (Eidinger et al., 1995; Honegger, 1995; O’Rourke and Jeon, 1991). Также были разработаны эмпирические соотношения повреждений для PGD (Heubach, 1995; Eidinger et al., 1995; Porter et al., 1991). Текущие методологии оценки трубопровода после PGD в основном основаны на визуальном осмотре с уровня земли. В частности, несоответствия на уровне земли могут указывать на смещение трубопровода ниже. Также могут использоваться методы наземного зондирования, такие как инфракрасная термография (IT) и георадар (GPR). Методы ИК-термографии и георадара удобны для получения изображений, которые могут указывать на протечки труб или несплошности, возникающие на подповерхностном уровне (Birken and Oristaglio, 2014).Однако эти методы визуализации могут быть дорогостоящими, медленными в развертывании и эксплуатации и требуют для работы квалифицированных технических специалистов. Методы визуализации также могут не обеспечивать уровень разрешения, необходимый для локализации повреждений. Также были развернуты внутритрубные методы, такие как отправка небольших удаленных устройств («умных скребков») через внутреннюю часть трубопровода для обнаружения повреждения трубы. Несмотря на то, что существуют эмпирические модели PGD-повреждения и технологии построения изображений подземных сред, более правильные решения могут быть приняты в отношении подземных трубопроводов после PGD, если будет принято зондирование и мониторинг на месте .

Из-за важности подземных спасательных тросов очень важно быстро обнаруживать и диагностировать повреждения, чтобы можно было свести к минимуму риски для людей и имущества, а также выполнить ремонт, чтобы свести к минимуму перебои в обслуживании. Системы мониторинга являются очевидным подходом, позволяющим быстро оценить серьезность повреждения и местонахождение для быстрого ремонта. Однако при мониторинге подземных трубопроводов существуют две проблемы. Во-первых, трубопроводы часто имеют протяженность от десятков до сотен миль, что требует разумного подхода к выбору места установки датчиков.Во-вторых, их подземное расположение затрудняет получение данных с установленных датчиков. На сегодняшний день большинство систем мониторинга трубопровода на месте были привязаны (включая традиционные проводные и волоконно-оптические датчики) с проводкой, установленной вдоль трубопровода для передачи данных в систему сбора данных (Glisic, 2014). Такие методы могут быть дорогими из-за инвазивных требований к установке.

Основная цель этой главы — проиллюстрировать экспериментальные методы обнаружения, которые могут служить основой будущих систем мониторинга трубопроводов.Традиционные и новые сенсорные устройства исследуются в дополнение к использованию беспроводной телеметрии в качестве стратегии сбора данных с заглубленных датчиков. В частности, в главе основное внимание уделяется настройке стратегии обнаружения подземных сегментированных бетонных трубопроводов, подвергнутых PGD. Сегментированные трубопроводы и, в частности, бетонные сегментированные трубопроводы, являются распространенными системами подземных спасательных линий, используемых для транспортировки отходов и ливневых вод. Они демонстрируют серьезные повреждения при воздействии крупных событий PGD.В зависимости от ориентации трубопровода относительно плоскости разлома и направления разлома трубопровод может испытывать осевые силы, приводящие к растяжению или сжатию, а также к сдвигу и изгибу. Основными видами отказа в непрерывных трубопроводах являются разрыв при растяжении и локальная потеря устойчивости (O’Rourke, 2003). Отказ сегментированных трубопроводов в первую очередь наблюдается как совместное бедствие (O’Rourke, 2003). Осевые силы в сегментированных трубопроводах могут привести к отрыву соединения или разрушению раструба и патрубка (т.д., телескопирование). Представленные сенсорные технологии будут специально предназначены для мониторинга движения сегментов трубопровода и для непосредственного обнаружения повреждений на стыках трубопроводов во время PGD. С этой целью в главе описываются полномасштабные испытания заглубленных сегментированных бетонных трубопроводов на экспериментальных и испытательных объектах Сети инженерного моделирования землетрясений (NEES) в Корнельском университете. Испытания представляют собой идеальную площадку для не только проверки работоспособности подземных датчиков для мониторинга состояния трубопровода, но и позволяют лучше понять эволюцию повреждений сегментированных бетонных трубопроводов при PGD.Задачи включают строительство полномасштабного сегментированного бетонного трубопровода, проектирование и установку сенсорной системы для обнаружения и локализации повреждений, тестирование и проверку подземных беспроводных коммуникаций, наблюдение за взаимодействием грунта и трубопровода во время ПГД и анализ развития повреждений.

Системы и операции трубопроводов природного газа

Читатели запросили редакционный контент, демонстрирующий основные знания, общие концепции и процессы, а также непрерывное образование в области газоперерабатывающей промышленности, и Газопереработка и СПГ откликнулись.Во второй из этой учебной серии статей автор исследует основы газопроводных систем и операций. Следите за новыми статьями «Назад к основам» в следующих выпусках журнала «Обработка газа и СПГ».

 

В 4 веке до нашей эры китайский историк Чанг Цюй описал странный «огненный воздух», который использовался для освещения комнат и производства соли путем кипячения рассола. Чанг также сообщил об оригинальной бамбуковой системе, залитой битумом, которая использовалась для подачи природного газа из трещины в открытой сельской местности в деревни; предположительно, он описал первый известный трубопровод.

В 1859 году американский бизнесмен Эдвин «Полковник» Дрейк пробурил скважину с нефтью и попутным газом недалеко от Титусвилля в Пенсильвании. Газ доставлялся по 2-дюймовому трубопроводу длиной 9 км в Титусвилл, в основном для освещения. Дрейк доказал, что природный газ можно безопасно и легко транспортировать от источника к рынку, проложив путь к развитию газовой промышленности.

На сегодняшний день общая протяженность трубопроводов составляет 2,76 млн км в более чем 120 странах мира.Только в 2019 году было завершено строительство трубопроводов общей протяженностью 7 830 км, или около одной пятой окружности Земли. Эти цифры красноречиво говорят о важности трубопроводных систем в газовой промышленности.

В этой статье содержится информация о составных элементах трубопроводных систем. В нем также излагаются технические вопросы, связанные с сектором транспортировки и распределения природного газа, и то, как регулируются сезонные колебания спроса.

Магистральные и распределительные сети. Трубопроводные системы представляют собой сложную инфраструктуру, соединяющую источники энергии с конечными потребителями, которые обычно расположены вдали от точек доставки. Пункты поставки обычно соответствуют узлам учета на производственных объектах, где природный газ передается от производителя к грузоотправителю, или узлам учета на границах стран-импортеров.

Транспортная система содержит передающие сети или магистральные линии, а также распределительную сеть. Магистральный трубопровод представляет собой трубопровод высокого давления (40-80 бар изб. для наземных, до 200 бар изб. для некоторых морских применений), большого диаметра (20 дюймов.–48 дюймов) труба, проложенная на большие расстояния, часто по трансграничным маршрутам. Он предназначен для обработки больших объемов газа, поступающего из нескольких точек входа (системы сбора, центральные очистные сооружения и другие точки приема). Как правило, точки выхода из сети передачи ограничены ответвлениями для подключения к региональным (внутригосударственным) сетям, инфраструктурам хранения и ключевым зонам потребления.

Распределительные сети предназначены для обслуживания рыночных зон. В целом эту часть системы можно отнести к региональной системе распределения, работающей при пониженном давлении (20–40 бар изб.) для снабжения газом промышленных потребителей, электростанций и местных распределительных компаний.Он получает газ из магистральных газопроводов или от местных производителей.

Местные распределительные сети получают природный газ из региональных сетей, работающих под давлением 5–15 бар изб. Это давление дополнительно снижается местными дистрибьюторскими компаниями, чтобы удовлетворить требования конечных пользователей. Например, бытовым потребителям газ подается под давлением 20–40 мбар изб.

Природный газ — товар без цвета и запаха. Чтобы сделать утечки легко распознаваемыми и снизить риски токсичности и взрыва, к природному газу в местной распределительной системе добавляется одорирующее соединение.Трет-бутилмеркаптан является наиболее используемым одорантом; 10 мг/см 3 будет достаточно.

Компрессорные станции. Природный газ, протекающий по линиям электропередач, подвержен потерям давления из-за трения. Возникающее в результате расширение газа снижает пропускную способность трубопровода в ущерб транспортной экономике. Компрессорные станции должны быть установлены вдоль магистрального трубопровода, чтобы ограничить отклонение плотности газа. Как правило, максимально допустимый перепад давления между двумя последовательными компрессорными станциями составляет примерно 25–30 % от давления нагнетания вышестоящих станций.

Большая компрессорная станция может включать до 12 компрессоров (центробежных или поршневых). Эти компрессоры обычно приводятся в действие газовой турбиной с потребляемой мощностью до 60 МВт. Счета за электроэнергию для транспортировки природного газа являются важной статьей финансовой отчетности транспортной компании.

Общая конфигурация системы трубопроводов показана на Рис. 1 . Некоторые крупные пользователи получают питание непосредственно от магистральной линии, чтобы они могли справляться с переходными процессами нагрузки. В самом деле, низкое давление в распределительной сети не обеспечит большой емкости для хранения, на которую можно положиться в переходных условиях.

Рис. 1. Общее устройство трубопроводной системы.

Системы магистральных газопроводов изготавливаются из углеродистой стали с высоким пределом текучести и прочности на растяжение. Класс API 5L X65 и выше — наиболее популярный материал из углеродистой стали, используемый для трубопроводов высокого давления.Для морских применений в основном используется класс API 5L L450. Распределительные системы изготавливаются из различных материалов, включая чугун, сталь, медь и пластиковые трубы. Пластиковые трубы сегодня обычно устанавливаются для систем газораспределения.

Диспетчерские центры. Точки входа, доставки и выхода (включая входящие и исходящие потоки систем хранения), компрессорные станции и работы по техническому обслуживанию должны тщательно координироваться, контролироваться и контролироваться для обеспечения безопасной и эффективной работы и баланса фактического спроса. Значительные колебания спроса можно наблюдать в течение дня и в течение недели, а также в зависимости от сезона.

Данная деятельность осуществляется через диспетчерские центры, в основе которых лежат сети телеметрии, системы дистанционной передачи данных и системы централизованного сбора данных, мониторинга, контроля и управления. Сердцем диспетчерского центра является сложная программная система диспетчерского управления и сбора данных, или SCADA. Система SCADA способна работать с сотнями тысяч фрагментов данных, поступающих из множества измерений в режиме реального времени.

Основы проектирования трубопроводов. Новый рынок природного газа создается за счет ограниченной клиентской базы. Трубопровод должен быть разработан с учетом динамики обслуживаемых рынков. Это потребует оптимального сочетания диаметров трубопроводов, компрессорных станций и их расстояний по отношению к желаемым целям гибкости и расширяемости.

Для заданного диаметра и длины трубопровода стоимость транспортировки снижается с увеличением пропускной способности, поскольку отношение капитальных затрат к пропускной способности снижается быстрее, чем увеличиваются затраты на сжатие, как показано на рис. 2. Поскольку емкость продолжает расти, наклон кривой уменьшается из-за более чем пропорционального увеличения стоимости сжатия, которое становится преобладающим справа от оптимальной точки.

Разные диаметры труб имеют разное соотношение цены и качества; поэтому транспортные операторы должны выбрать оптимальную конфигурацию трубопровода в соответствии с прогнозируемым развитием рынка.

На рис. 2 также показано, что трубопроводы могут обеспечить значительную экономию за счет масштаба: оптимальная точка уменьшается с увеличением диаметра трубы.По этой причине общепринятой практикой является строительство трубопроводной системы с большим диаметром трубы, чем необходимо изначально, но с производительностью компрессора, ограниченной текущими потребностями. Новые компрессоры могут быть добавлены позже, по мере увеличения потребности в транспортной мощности.

Рис. 2. Инвестиционные затраты в зависимости от пропускной способности трубопровода.

Когда рынок выходит за пределы оптимальной емкости, транспортные операторы сначала пытаются удовлетворить дополнительный спрос, увеличивая существующее давление нагнетания компрессора, прежде чем инвестировать в расширение.Однако такой подход дает ограниченное «пространство для маневра», так как расход увеличивается только на квадратный корень из перепада давления на линии, в то время как энергопотребление компрессоров увеличивается более чем пропорционально. После извлечения максимальной дополнительной мощности из существующей конфигурации трубопровода новый рыночный спрос может быть удовлетворен за счет чередования зацикливания существующей линии с добавлением новых компрессорных станций.

Петля — это когда один трубопровод прокладывается параллельно между двумя компрессорными станциями, образуя две линии из одной, как показано на рис.3 . Для заданной производительности перепад давления между двумя последовательными станциями петлевой системы становится одной четвертой по отношению к одиночной линии. Компрессионная станция справа от петлевой секции может поднять давление до значения, соответствующего увеличенной производительности, при сохранении желаемого давления на выходе. Циклический подход позволяет увеличить пропускную способность системы трубопроводов.

Рис. 3.Зацикливание трубопровода.

Расстояние между двумя компрессорными станциями составляет от 100 км до 200 км. Кольцевые трубы могут увеличить расстояние между компрессорными станциями. Иногда петля используется для создания емкости для хранения, где природный газ может быть упакован в линию, чтобы увеличить поставки местным потребителям в периоды пиковой нагрузки. В дополнение к модуляции давления нагнетания и закольцовыванию еще одним вариантом расширения пропускной способности трубопровода является установка новой компрессорной станции.

Трубопроводы подводные. При разведке и добыче газа на шельфе подводные трубопроводы используются для соединения платформ с материком. Эти трубопроводы, как правило, изготавливаются из композиционных материалов. Сердечник представляет собой трубу из углеродистой стали, рассчитанную на высокое давление. В зависимости от конфигурации системы трубопроводов внутренняя поверхность этих труб может быть покрыта покрытием, обычно материалом на основе эпоксидной смолы, для уменьшения трения. Снаружи металлическая часть трубы обернута многослойным покрытием из полиэтилена для защиты от коррозии.В конечном итоге навес из бетонного материала обеспечит устойчивость фундамента и защиту от внешних воздействий.

Коммерческие трубы соединяются горизонтально на палубе корабля и укладываются на морское дно в традиционной форме «S». Затем их переставляют горизонтально на морском дне. Наклонный участок трубы между морским дном и трубоукладочным судном должен быть достаточно длинным, чтобы избежать напряжения изгиба сборки.

Альтернативой формации «S» является укладка «J».Он заключается в соединении двух последовательных отрезков трубы вертикально на укладочном судне. Затем трубу опускают вертикально на морское дно. Техника «J» позволяет достигать больших глубин.

Примечание: Для небольших расстояний компрессорной станции на добывающей платформе достаточно для подачи газа на береговую компрессорную станцию. Для больших расстояний компрессорное оборудование должно быть установлено на вертикальных платформах, что значительно увеличивает стоимость.

В качестве альтернативы транспортировка природного газа на большие расстояния без промежуточных компрессорных станций может быть обеспечена за счет повышения давления в трубопроводе.Трубопровод Nord Stream пересекает Балтийское море от Выборга, Россия, до Грайфсвальда, Германия, по маршруту протяженностью 1224 км без каких-либо промежуточных стояков. В условиях эксплуатации газопровода температура газа находится внутри оболочки гидрато-пробкового образования «сырого газа».

Образование пробок/гидратов может нанести ущерб целостности трубопроводной системы; поэтому перед подачей природного газа в трубопровод он должен быть обработан таким образом, чтобы в трубопроводе не образовывались ни комки жидкости, ни гидраты. На рис. 4 показаны специальные газоперерабатывающие установки, предназначенные для транспортировки газа подводными лодками без промежуточной рекомпрессии.

Рис. 4. Газоперерабатывающий завод для международной транспортировки газа. Фото предоставлено Siirtec Nigi SpA.

Газовые узлы. Хабы являются важными инструментами для развития товарного рынка. Это места, физические или виртуальные, где природный газ может свободно продаваться и поставляться через рыночный механизм, который требует различных источников поставок газа (включая внутреннее производство, импорт по трубопроводам и поставки СПГ за границу), хранилищ и прочной потребительской базы с конкурирующими покупательский интерес.

В идеале лучшими физическими местами для размещения концентратора являются точки схождения различных систем трубопроводов. Объединив эти системы, природный газ можно перемещать из районов снабжения и экспортировать на основные рынки потребления. На открытых рынках регулирование играет ключевую роль, позволяя отечественным и иностранным участникам торговать и иметь свободный доступ к трубопроводам и хранилищам.

Henry Hub — один из самых известных узлов. Расположенный в Эрате, штат Луизиана, узел Henry Hub соединяет девять межгосударственных и четыре внутриштатных трубопроводных системы, а также имеет возможность подключения к газохранилищам.

Управление сезонностью. Среди ископаемых видов топлива природный газ выделяется своими выраженными сезонными колебаниями спроса. Почасовые, недельные, месячные и сезонные колебания потребления являются результатом комбинации отраслевых видов использования. Промышленность, производство электроэнергии, сельское хозяйство, транспорт и жилищный сектор используют природный газ для своей деятельности. Тем не менее, каждый сектор имеет разнообразный профиль потребления.

На рис. 5 показаны профили спроса для различных секторов Италии, страны с умеренным климатом на юге Европы. Как видно, промышленный сектор имеет почти плоский профиль, который имеет тенденцию к сглаживанию общего цикла, наряду с производством электроэнергии. Однако ежедневные колебания выработки электроэнергии увеличиваются вследствие роста использования возобновляемых источников энергии. Поставка возобновляемой энергии испытывает большие и непредсказуемые колебания, требуя, чтобы газовые турбины для выработки электроэнергии питались природным газом, чтобы заполнить разрыв между спросом и предложением.

Рис.5. Структура спроса на газ по секторам в Италии.

Для жилого сектора месячные пики спроса в три раза превышают минимумы. На рис. 5 показано, что спрос значительно возрастает с ноября по апрель и падает с конца апреля по октябрь. В целом тенденция спроса на природный газ представляет собой последовательность пиков и спадов со значительной амплитудой колебаний.

Поставка

, напротив, имеет практически плоский ход.Это обусловлено техническими и экономическими причинами. В резервуарах газ должен диффундировать через пористость субстрата; следовательно, значительные изменения в добыче газа могут нарушить добычу. Экономически нецелесообразно проектировать магистральный трубопровод на пиковую мощность всего несколько месяцев в году; следовательно, можно сделать лишь ограниченный допуск для профиля подачи, как показано синей линией на рис. 5 .

С дисбалансом между спросом и предложением можно справиться за счет хранилищ в подземных геологических образованиях.Эти буферы можно разделить на три типа:

  • Площадки подземных хранилищ газа (ПХГ), включая выработанные резервуары, водоносные горизонты и соляные полости
  • Резервуары для хранения СПГ
  • Линейные пакеты.

Более 80% ПХГ представляет собой истощенные резервуары, которые относительно легко переоборудовать в хранилища. Водоносный горизонт подходит для хранения природного газа, если водоносная осадочная порода перекрывается непроницаемой покрывающей породой.Это требование ограничивает использование водоносных горизонтов в качестве хранилищ газа.

Право собственности на буферные хранилища принадлежит транспортным компаниям, поскольку правила, как правило, не предусматривают взимания платы за выделение хранилищ из других активов в цепочке поставок природного газа. Как правило, такие объекты располагаются вблизи потребительских зон.

Природный газ, хранящийся под давлением около 150 бар изб. в ПХГ, включает рабочий газ и буферный газ, как показано на рис. 6 . Первый — это газ, который можно извлекать из хранилищ для удовлетворения спроса.Рабочий газ составляет около 50 % от общего запаса (или 70 % в случае соляных каверн). Буферный газ обеспечивает тягу, необходимую на фазе подачи. Этот газ невозможно извлечь из хранилища, не нарушив работу объекта.

Рис. 6. Иллюстрация подземного хранилища газа.

Зимой, когда спрос на природный газ резко возрастает, объем, необходимый для компенсации дополнительного потребления, обеспечивается за счет рабочего газа.С весны по осень газ, поступающий из магистральных газопроводов, компримируется и закачивается в хранилища. Таким образом, обеспечивается баланс спроса и предложения.

Соляные пещеры вырезаются из геологических формаций в процессе выщелачивания, который может занять до 4 лет. Среди ПХГ соляные каверны являются самыми дорогими объектами; однако их способность к быстрой цикличности (оборачиваемости запасов) в сочетании с реагированием на ежедневные (и даже ежечасные) изменения потребностей клиентов снижает ежегодные затраты на 1000 м 90 643 3 90 644 запасов закачиваемого и отбираемого газа.Возможность оборачиваемости запасов делает соляные пещеры подходящим инструментом для снятия пиков, что оправдывает их высокие инвестиционные затраты.

Это описание относится к обычному использованию ПХГ. Однако ПХГ также могут использоваться в качестве стратегических резервов на случай непредсказуемых событий, таких как необычно холодные зимы или перебои с потоками из-за непредвиденных происшествий, саботажа или геополитических споров. Эта функция ПХГ имеет первостепенное значение для тех стран/штатов, где импорт природного газа составляет постоянную долю потребления газа.Как правило, этот рабочий газ не может быть добыт без разрешения правительства.

ПХГ также используются в спекулятивных целях. Если инвесторы ожидают повышения цены в будущем, они могут купить желаемый объем природного газа на рынке, хранить его в ПХГ и перепродать, когда цена поднимется до ожидаемого значения или превысит его. Разница между ценой продажи и суммой цены покупки и стоимости хранения должна составлять безубыточность или прибыль.

В конце концов, ПХГ из истощенных резервуаров предоставляет поставщикам ограниченное пространство для маневра, чтобы справиться с временными потрясениями спроса. Тем не менее, система распределения должна быть способна удовлетворять краткосрочные пиковые и колебания спроса, которые могут возникать ежедневно или даже ежечасно. В этих случаях заправка трубопровода и хранилище СПГ являются другими источниками, используемыми для дополнения поставок.

Метод линейной упаковки использует физический объем газа, содержащегося в трубопроводах. При давлении 80–100 бар изб. в магистральном трубопроводе диаметром 40 дюймов и протяженностью 1000 км содержится примерно 60 млн м 90 643 3 90 644 –100 млн м 90 643 3 90 644 . Колебания рабочего давления в трубопроводе в несколько бар обеспечивают модуляцию, ограниченную несколькими десятками мм 3 , и гибкость подачи.Эта гибкость может быть использована для удовлетворения мгновенных колебаний спроса.

В отличие от систем распределения других сырьевых товаров, роль секторов транспортировки и сбыта природного газа выходит далеко за рамки взаимосвязи спроса и предложения. Системы газопроводов позволяют широко использовать природный газ в основных секторах современной экономики и могут быстро реагировать на неблагоприятные события, тем самым обеспечивая непрерывность поставок.

Капиллярная диффузия магистральных и распределительных сетей, их взаимосвязь через хабы, своевременная координация точек входа, широкий спектр точек сдачи и безопасность, которую предлагает ПХГ, делают поставки природного газа на конечные рынки безопасными и надежными. ГП

 

 

Лоренцо Микуччи — старший директор Siirtec Nigi SpA. Он имеет более чем 30-летний опыт работы в сфере проектирования и подрядных работ, большую часть которого он провел в секторе природного газа. В 2001 году он присоединился к Siirtec Nigi в Милане, где руководил отделом проектирования и эксплуатации, а также отделом исследований и разработок. За время его работы в качестве руководителя отдела исследований и разработок компания Siirtec Nigi получила три патента, два из которых были реализованы в промышленных масштабах.В настоящее время является старшим директором департаментов технологий и маркетинга.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.