Давление газа в газопроводе: Классификация природного газа по давлению

Содержание

Классификация природного газа по давлению

Единица измерения	Низкое давление газа	Среднее давление газа	Высокое давление газа II категории	Высокое давление газа I категории
1 МПа	до 0,005	от 0,005 до 0,3	от 0,3 до 0,6	от 0,6 до 1,2
1 кПа	до 5	от 5 до 300	от 300 до 600	от 600 до 1200
1 мбар	до 50	от 50 до 3000	от 3000 до 6000	от 6000 до 12000
1 бар	до 0,05	от 0,05 до 3	от 3 до 6	от 6 до 12
1 атм	до 0,049	от 0,049 до 2,960	от 2,960 до 5,921	от 5,921 до 11,843
1 кгс/см²	до 0,050	от 0,050 до 3,059	от 3,059 до 6,118	от 6,118 до 12,236
1 н/м² (Па)	до 5000	от 5000 до 300000	от 300000 до 600000	от 600000 до 1200000
1 мм. вод. ст.	до 509,858	от 509,585 до 30591,48	от 30591,48 до 61182,96	от 61182,96 до 122365,92

Газопровод — это основа газовых сетей. Классифицировать газопроводы принято по давлению:

газопроводы низкого давления служат для снабжения отоплением обыкновенных граждан, небольших газовых котельных, некрупных предприятий; давления газа в них составляет до до 5кПа;
газопроводы среднего давления до 0,3МПа;
газопроводы высокого давления до 1,2МПа, которые, в свою очередь, подразделяются на I, II и III категории.

Тогда как газопроводы низкого давления служат для работы в небольших газовых котельных, газопроводы среднего и высокого давления обеспечивают теплом и горячим водоснабжением различные коммунальные и промышленные предприятия. Обычно они работают через газорегуляторные установки.

Газоснабжение осуществляется при помощи разных систем, многоступенчатых и одноступенчатых. Обычно в небольших населённых пунктах предпочтение отдаётся двухступенчатому газопроводу, а в больших городах применяются, по большей части, многоступенчатые газопроводы высокого давления. Совсем крупные потребители газа имеют возможность подключиться к ТЭЦ с помощью газорегуляторной установки или напрямую к магистрали.

Кроме того, газопроводы разного давления делятся на наземные (или наводные) и подземные (или подводные).

Таблицы в картинках

Приведенные ниже картинки вы можете сохранить к себе для личного пользования.

Для расчёта стоимости котельной, пожалуйста,
заполните опросный лист на котельную.
Опросный лист можно заполнить в онлайн-режиме или скачать.

По всем возникшим вопросам:
телефон: 8 (906) 700-40-55
электронная почта: [email protected]

Вас также может заинтересовать

Водно-химический режим котлов

Водно-химический режим (ВХР) котлов представляет собой совокупность химических характеристик воды и пара, требующих соблюдения заданных параметров, которые поддерживаются и соблюдаются путём определённых химических и теплотехнических мероприятий. Правильное ведение водно-химического режима позволяет предотвратить процессы образования накипи и коррозии в котле и трубопроводах, и обеспечить необходимую чистоту питательной воды и перегретого пара…

Строительство мини-котельных

Как быть, если установка котельной в доме невозможна, а строительство полноценной невыгодно по цене? Оптимальное решение — мини-котельная, которая располагает всем требуемым для отапливания объекта оборудованием, быстро монтируется и имеет достаточно невысокую стоимость.

Котлы длительного горения: что это и в чем их преимущества

Отопление — одно из важнейших удобств в жизни современного человека, настолько привычное нам, что мы перестаем обращать на него внимание. Особенно если живем в мегаполисе, где все нужное — отопление, горячее водоснабжение, водопровод, канализация и электричество — подключены уже давно.

Виды котельных по типу расположения на производстве

Выбор котельной — ответственная задача, требующая решения ряда важных вопросов. Что планируется обогревать? Какое топливо лучше использовать? Какой взять котел — паровой, водогрейный или смешанный? И наконец: где расположить будущую котельную?

СП 62.13330.2011 Наружные газопроводы

Главная / Проектировщику / Справочная информация – ГОСТ СНИП ПБ / СП 62.13330.2011 /Версия для печати

5.1 Общие положения

5.1.1* Наружные газопроводы рекомендуется размещать по отношению к зданиям, сооружениям и сетям инженерно-технического обеспечения в соответствии с приложениями Б* и В*.

При подземной прокладке газопровода или в обваловании материал и габариты обвалования рекомендуется принимать исходя из теплотехнического расчета, а также обеспечения устойчивости и сохранности газопровода и обвалования.

Для подземных газопроводов, прокладываемых в стесненных условиях, расстояния, указанные в приложении В*, допускается сокращать не более чем на 50 % при прокладке в обычных условиях и не более 25 % — в особых природных условиях. В стесненных условиях допускается прокладывать подземные газопроводы давлением до 0,6 МПа включительно на отдельных участках трассы, между зданиями и под арками зданий, а газопроводы давлением свыше 0,6 МПа — при сближении их с отдельно стоящими подсобными строениями (зданиями без постоянного присутствия людей).

При этом на участках сближения и на расстоянии не менее 5 м в каждую сторону от этих участков рекомендуется применять один из следующих вариантов:

для стальных газопроводов:

бесшовные трубы;
электросварные трубы при 100 %-ном контроле физическими методами заводских сварных соединений;
электросварные трубы, не прошедшие указанного выше контроля, проложенные в защитном футляре;

для полиэтиленовых газопроводов:

длинномерные трубы без соединений;
трубы мерной длины, соединенные сваркой нагретым инструментом встык, выполненной на сварочной технике высокой степени автоматизации, или соединенные деталями с ЗН;

трубы мерной длины, сваренные сварочной техникой средней степени автоматизации, проложенные в футляре;

При прокладке газопроводов в стесненных условиях вдоль железных дорог рекомендуется руководствоваться приложением В*.

При прокладке газопроводов на расстоянии менее 50 м от железных дорог общей сети и внешних железнодорожных подъездных путей предприятий на участке сближения и на расстояние 5 м в каждую сторону глубину заложения рекомендуется принимать не менее 2,0 м. Стыковые сварные соединения, за исключением выполненных на сварочной технике высокой степени автоматизации, или соединенные деталями с ЗН подлежат 100 %-ному контролю физическими методами. При этом полиэтиленовые трубы рекомендуется применять из ПЭ 100/ПЭ 100-RC. Коэффициенты запаса прочности рекомендуется применять в соответствии с 5.2.4*. Толщину стенки стальных труб рекомендуется принимать на 2 — 3 мм больше расчетной.

При прокладке газопроводов по территории промышленных предприятий рекомендуется руководствоваться СП 18.13330.

(Измененная редакция. Изм. № 2)

5.1.2* Прокладку газопроводов допускается предусматривать подземной, подводной или надземной.

Надземную прокладку газопроводов допускается предусматривать по стенам газифицируемых зданий, внутри жилых дворов и кварталов, а также на отдельных участках трассы, в том числе на участках переходов через искусственные и естественные преграды, при пересечении сетей инженерно-технического обеспечения.

В особых грунтовых условиях газопроводы рекомендуется прокладывать как надземно, так и подземно, в том числе с обвалованием.

Высоту прокладки надземных газопроводов и глубину заложения подземных газопроводов СУГ допускается принимать как для газопроводов сетей газораспределения и газопотребления природного газа, за исключением подземных газопроводов паровой фазы СУГ, которые рекомендуется прокладывать ниже глубины промерзания грунта.

Прокладку газопроводов СУГ на территории ГНС и ГНП следует предусматривать надземной.

Не допускается прокладка газопроводов через фундаменты зданий и сооружений, через лоджии и балконы, кроме оговоренных случаев, а также под фундаментами зданий и сооружений.

При прокладке газопроводов всех категорий на расстоянии до 15 м, а на участках с особыми условиями на расстоянии до 50 м от зданий всех назначений следует предусматривать герметизацию подземных вводов и выпусков сетей инженерно-технического обеспечения.

(Измененная редакция. Изм. № 2)

5.1.3 Прокладка газопроводов в тоннелях, коллекторах и каналах не допускается. Исключение составляет прокладка стальных газопроводов давлением до 0,6 МПа включительно в соответствии с требованиями СП 18.13330 на территории промышленных предприятий, а также в каналах в многолетнемерзлых грунтах под автомобильными и железными дорогами и газопроводов СУГ под автомобильными дорогами на территории АГЗС.

(Измененная редакция. Изм. № 2)

5.1.4* Соединения труб должны быть неразъемными. В местах установки технических устройств соединения следует предусматривать разъемными или неразъемными в зависимости от конструкции технических устройств и удобства обслуживания.

(Измененная редакция. Изм. № 2)

5.1.5 Газопроводы в местах входа и выхода из земли, а также вводы газопроводов в здания рекомендуется заключать в футляр. Концы футляра в местах входа и выхода газопровода из земли рекомендуется заделывать эластичным материалом, а зазор между газопроводом и футляром на вводах газопровода в здания рекомендуется заделывать на всю длину футляра.

Пространство между стеной и футляром рекомендуется заделывать, например, цементным раствором, бетоном и т.п. на всю толщину пересекаемой конструкции.

Футляры на выходе и входе газопровода из земли при условии наличия на нем защитного покрытия, стойкого к внешним воздействиям, допускается не устанавливать.

(Измененная редакция. Изм. № 2)

5.1.6* Вводы газопроводов в здания следует предусматривать непосредственно в помещение, в котором установлено газоиспользующее оборудование, или в смежное с ним помещение, соединенное открытым проемом.

Допускается предусматривать вводы газопроводов в кухни квартир через лоджии и балконы при условии отсутствия на газопроводах разъемных соединений и обеспечения доступа для их осмотра.

Не допускаются вводы газопроводов в помещения подвальных и цокольных этажей зданий, кроме вводов газопроводов природного газа в одноквартирные и блокированные дома и производственные здания, в которых ввод обусловлен технологией производства.

(Новая редакция. Изм. № 2)

5.1.7* Запорную арматуру (отключающее устройство) на газопроводах рекомендуется предусматривать:

на границе сети газораспределения и газопотребления;
для секционирования газопроводов сети газораспределения;
перед отдельно стоящими зданиями, одноквартирными или блокированными жилыми домами;
для отключения стояков жилых зданий независимо от этажности;
перед наружным газоиспользующим оборудованием;

Ростехнадзор разъясняет: Идентификация и надзор за сетями газораспределения с 1 сентября 2016г.

Письмо Ростехнадзора от 18.07.2016 N 00-06-06/1413 «О внесении изменений в Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

ПИСЬМО от 18 июля 2016 г. N 00-06-06/1413

О ВНЕСЕНИИ ИЗМЕНЕНИЙ В ФЕДЕРАЛЬНЫЙ ЗАКОН «О ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ»

Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору в связи с вступлением в силу 1 сентября 2016 г. Федерального закона от 2 июня 2016 г. N 170-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (далее — Федеральный закон N 170-ФЗ) разъясняет.

Федеральный закон N 170-ФЗ уточняет критерии идентификации сетей газораспределения и сетей газопотребления в качестве опасных производственных объектов. Согласно внесенным изменениям к опасным производственным объектам не относятся сети газораспределения и сети газопотребления, работающие под давлением природного или сжиженного углеводородного газа до 0,005 МПа включительно.

В отношении сетей газораспределения и сетей газопотребления с давлением до 0,005 МПа включительно Ростехнадзором будет осуществляться контроль (надзор) за соблюдением эксплуатирующими организациями требований технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 29 октября 2010 г. N 870, в соответствии с требованиями Федерального закона от 26 декабря 2008 г. N 294-ФЗ «О защите прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при осуществлении государственного контроля (надзора) и муниципального контроля».

При этом сети газораспределения и сети газопотребления с давлением до 0,005 МПа включительно как опасные производственные объекты не рассматриваются и

идентифицируются как объекты технического регулирования с учетом величины давления природного газа.

При идентификации объектов в качестве сети газораспределения и сети газопотребления необходимо учитывать, что каждая из указанных сетей является единым производственно-технологическим комплексом, включающим в себя соответствующие газопроводы, сооружения, технические и технологические устройства, газоиспользующее оборудование.

Объекты, включая межпоселковые газопроводы и сети газораспределения населенных пунктов с давлением свыше 0,005 МПа, находящиеся на балансе газораспределительной организации или иной организации, до точки разграничения балансовой принадлежности в соответствии с Правилами подключения (технологического присоединения) объектов капитального строительства к сетям газораспределения, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 15 апреля 2014 г.

N 1314, до границы давлений (0,005 МПа и ниже) в ГРП, ГРУ, ГРПШ и других редуцирующих устройствах, являются опасными производственными объектами независимо от количества единовременно находящегося в них газа и формы собственности (юридические лица и индивидуальные предприниматели).

Согласно разделу 11 Требований к ведению государственного реестра опасных производственных объектов в части присвоения наименований опасным производственным объектам для целей регистрации в государственном реестре опасных производственных объектов, утвержденных приказом Ростехнадзора от 7 апреля 2011 г. N 168, в составе сети газопотребления учитываются наружные и внутренние газопроводы, сооружения, технические и технологические устройства, площадки газифицированных котельных и их оборудование, газораспределяющее оборудование, а также газовая часть газопотребляющего оборудования и установок, газовых турбин, технологических линий и др. в зданиях и сооружениях на территории организации.

То есть сеть газопотребления представляет собой единый производственно-технологический объект.

Таким образом, объект «Сеть газопотребления» попадает под критерии опасного производственного объекта при наличии оборудования, работающего под давлением природного или сжиженного углеводородного газа свыше 0,005 МПа, даже если в составе опасного производственного объекта есть оборудование, работающее под давлением природного или сжиженного углеводородного газа 0,005 МПа и ниже. При этом в сведениях, характеризующих опасный производственный объект, отражаются все характеристики объекта, в том числе участки газопроводов и оборудование низкого давления. Разделение объекта «Сеть газопотребления» на регистрируемые и не регистрируемые в реестре опасных производственных объектов мелкие участки, технологически связанные и эксплуатируемые в рамках одного предприятия, необоснованно.

Начиная с даты вступления в силу Федерального закона N 170-ФЗ сети газораспределения и сети газопотребления, работающие под давлением природного газа или сжиженного углеводородного газа до 0,005 МПа включительно, подлежат исключению из государственного реестра опасных производственных объектов на основании заявления эксплуатирующей организации по основанию, предусмотренному подпунктом «в» пункта 7 Правил регистрации объектов в государственном реестре опасных производственных объектов, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 24 ноября 1998 г. N 1371.

В целях недопущения ошибок при идентификации сетей газораспределения и сетей газопотребления территориальным органам Ростехнадзора необходимо обеспечить особый контроль, в том числе при проведении поверок, за правильностью идентификации объектов с учетом ее подтверждения проектной документацией, техническими условиями, актами разграничения балансовой принадлежности и актами вводов в эксплуатацию.

В настоящее время в соответствии с поручением Ростехнадзора от 14 января 2016 г. N ПЧ-1 «Об усилении контроля за исполнением технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 29 октября 2010 г. N 870», территориальными органами Ростехнадзора организована регистрация поступивших заявлений об участии должностных лиц территориальных органов Ростехнадзора в работе приемочных комиссий по приемке сетей газораспределения и сетей газопотребления.

В целях оптимизации учета поднадзорных объектов на территориальные органы Ростехнадзора возлагается ответственность за ведение реестра сетей газораспределения и сетей газопотребления, работающих под давлением природного или сжиженного углеводородного газа до 0,005 МПа включительно.

Также следует отметить, что в соответствии с пунктом 5 Приложения к Положению о лицензировании эксплуатации взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектов I, II и III классов опасности, утвержденному постановлением Правительства Российской Федерации от 10 июня 2013 г. N 492, организации, эксплуатирующие опасные производственные объекты «Сеть газораспределения» и «Сеть газопотребления», должны иметь лицензию на эксплуатацию взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектов I, II и III классов опасности, с правом выполнения работ по транспортированию опасных веществ.

С.Г.РАДИОНОВА

Вопрос от 27.03.2018:

Как идентифицируются объекты технического регулирования в качестве сети газораспределения?

Ответ: Объект технического регулирования может быть идентифицирован в качестве сети газораспределения, если транспортирует природный газ:

а) по территориям населенных пунктов — с давлением, не превышающим 1,2 к газоиспользующему оборудованию газифицируемых зданий и газоиспользующему оборудованию, размещенному вне зданий, — с давлением, не превышающим 1,2 мегапаскаля.
б) к газотурбинным и парогазовым установкам — с давлением, не превышающим 2,5 мегапаскаля.
в) между населенными пунктами — с давлением, превышающим 0,005 мегапаскаля.

Вопрос от 01.03.2018:

Технический регламент, общие положения, термин «сеть газопотребления»: При регистрации ОПО что определяет слово «производственная площадка», если до производственной площадки от места подключения газопровода собственника еще 3,5 км. до территории предприятия, а по территории предприятия 1,2 км до объектов газопотребления. Куда отнести при регистрации ОПО наружные сети до территории предприятия (Сеть газораспределения или газопотребления)?

Ответ: Сеть газопотребления является единым технологическим комплексом и идентифицируется, прежде всего, по технологическому предназначению (использование газа в качестве топлива) и составу. При этом протяженность газопроводов от места подключения к сети газораспределения значения не имеет. Выражение «находящийся на одной производственной площадке» следует понимать как «использующийся для газоснабжения одной организации». Подводящий газопровод, транспортирующий газ к конкретному предприятию, по технологическому назначению не может быть идентифицирован как «сеть газораспределения».

Вопрос от 01.03.2018:

Понятие «Газопровод-ввод» в Техническом Регламенте отсутствует, а в ГОСТ Р 56865-2010 понятие «Газопровод-ввод» есть. Чем руководствоваться?

Ответ: «Газопровод-ввод» является частью газопровода, входящего в состав сети газопотребления. Никаких отдельных требований к эксплуатации сети газопотребления, связанных с существованием термина «газопровод-ввод», не установлено, и необходимости чем-либо руководствоваться в связи с этим не возникает.

Вопрос от 01.03.2018:

В соответствии с пунктом 11. 5. «Сеть газопотребления» <31>» Приложения №1 к приказу Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору «Об утверждении Требований к регистрации объектов в государственном реестре опасных производственных объектов и ведению государственного реестра опасных производственных объектов» от 25.11.2016 № 495 дано определение «Сеть газопотребления», с идентификацией по признакам 2.1. и 2.2. В частности, в нем указывается различное оборудование с давлением природного газа свыше 1,2 Мпа или сжиженного углеводородного газа под давлением свыше 1,6 Мпа.
В связи с эти возникает вопрос: к какому ОПО отнести наружные (межцеховые) газопроводы СУГ, в том числе газоиспользующее оборудование с давлением 0,3 Мпа, а также межцеховые газопроводы природного газа с давлением 0,3 Мпа?

Ответ: В примечании <31> к п. 11.5. давление природного газа свыше 1,2 Мпа или сжиженного углеводородного газа свыше 1,6 Мпа. указано как признак сетей газопотребления II класса опасности.

В том же примечании выше указываются признаки сетей газопотребления III класса опасности: «с давлением природного газа до 1,2 Мпа». Очевидно, что в данном случае упущено упоминание о сетях СУГ. В то же время, в соответствии с п. 4 приложения 2 Федерального закона № 116-ФЗ сети газопотребления СУГ с давлением газа свыше 0,005 Мпа и до 1,6 Мпа включительно являются ОПО III класса опасности.

Таким образом, указанные вами газопроводы и газоиспользующее оборудование должны входить в состав ОПО ««Сеть газопотребления» III класса опасности.

Вопрос от 01.03.2018:

В информационном письме Ростехнадзора «О внесении изменений в Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 18.07.2016 № 00-06-06/1413 (см.выше) дается разъяснение по регистрации ОПО, связанных с потреблением СУГ и природного газа. При этом по тексту письма имеются ссылки на отмененные нормативные документы. Например, «Требования к ведению государственного реестра», утвержденные приказом Ростехнадзора от 07.04.2011 № 168 и др.
В связи с этим вопрос: актуальны ли на сегодняшний момент настоящие разъяснения и в какой степени ими можно руководствоваться при регистрации (перерегистрации, снятии с государственного регистрационного учета) объектов, использующих СУГ.

Ответ: В указанном вами письме Ростехнадзора даются разъяснения, связанные идентификацией ОПО «сеть газораспределения» и «сеть газопотребления» с учетом вступления в силу изменений в Федеральный закон № 116-ФЗ о том, что не относятся к ОПО сети низкого давления (до 0,005 Мпа). Разъяснения по этому вопросу полностью актуальны. Приказ Ростехнадзора от 07.04.2011 № 168 утверждал только лишь типовые наименования ОПО.

Низкое давление по сравнению с плотной фазой высокого давления Транспортировка природного газа по трубопроводу

Сравнение капитальных затрат (CAPEX)

Высокое давление (или плотная фаза) все чаще используется для транспортировки больших объемов диоксида углерода (CO ₂) и природного газа на большие расстояния. В этом месяце — «Совет месяца» (TOTM) мы продолжаем изучать ключевые аспекты транспортировки в плотной фазе по трубопроводам. В этом месяце основное внимание уделяется оценке капитальных затрат как инструменту для сравнения, а затем выбора рабочего давления и сопутствующих объектов для магистрального газопровода с большим расходом.

В недавних ТОТМ (с января по апрель 2012 г. и снова в августе и сентябре 2012 г.) мы обсудили несколько аспектов физического поведения и транспортировки диоксида углерода (CO ₂) и природного газа в плотной фазе. Мы проиллюстрировали, как меняются теплофизические свойства в плотной фазе, и их влияние на расчеты перепада давления. Было проведено сравнение расчета падения давления с использованием уравнений жидкой и паровой фаз.

В августе 2012 года (TOTM) мы изучили транспортировку богатого природного газа в области плотной фазы и сравнили результаты со случаем транспортировки того же газа с использованием двухфазного (газожидкостного) варианта. Наше исследование выявило плюсы и минусы транспортировки в плотной фазе.

В сентябре 2012 г. (TOTM) мы проанализировали транспортировку бедного природного газа по трубопроводу в широком диапазоне рабочих давлений от относительно низкого давления, типичного для многих газопроводов, до гораздо более высоких давлений в области плотной фазы.

Пример использования:

Мы продолжим использовать те же примеры из практики, что и в сентябрьском 2012 TOTM. Состав и условия газа представлены в таблице 1.Для простоты расчеты и последующее обсуждение будем делать на сухой основе. Точка росы подаваемого газа была снижена до -40 ˚F (-40 ˚C) за счет пропускания его через установку контроля точки росы механического охлаждения. Результирующий состав и условия обедненного газа также представлены в таблице 1. Брутто-теплотворная способность бедного газа составляет 1082 БТЕ / куб. Фут (40,33 МДж / куб.м ³), что находится в диапазоне, обычно наблюдаемом для природного газа контрактного качества. газ в Северной Америке. Параметры трубопровода:

Длина 1000 миль (1609 км), длина
Внешний диаметр трубопровода составляет 42 дюйма (1067 мм).Исходные внутренние диаметры для гидравлического анализа: Случай A = 39,0 (991 мм) дюйм, Случай B = 40,0 дюймов (1016 мм) и Случай C = 40,5 дюймов (1029 мм)
Предполагается установившееся состояние.
Давление в точке нагнетания и всасывания на каждой компрессорной станции составляет 615 фунтов на квадратный дюйм (4,24 МПа)
Это горизонтальный трубопровод без перепада высот.
Общий коэффициент теплопередачи: 0,25 БТЕ / ч-фут ² -F (1,42 Вт / м ² -˚C).
Программное обеспечение для моделирования: ProMax и использование уравнения состояния от Соаве-Редлиха-Квонга (SRK).

Таблица 1. Состав и условия сырьевого и обедненного газа

Таблица 2. Технические характеристики трубопроводов для трех случаев Рассмотрены три варианта транспортировки этого природного газа, и каждый из них кратко объясняется ниже. Количество сегментов трубопровода, длина сегмента и давление на входе каждого сегмента для трех случаев представлены в таблице 2 в полях (FPS, фут, фунт и секунда) и SI (Международная система).

Таблица 2.Технические характеристики трубопровода для трех корпусов

Результаты моделирования гидравлики и обсуждения:

Три случая смоделированы с помощью ProMax [3] для определения профилей давления и температуры, мощности сжатия и продолжительности работы охладителя. В таблице 3 представлены сводные результаты моделирования для трех случаев в системах единиц FPS и SI.

Вариант A: высокое давление (плотная фаза)

Данный трубопровод представляет собой конфигурацию с одной компрессорной станцией.Давление на входе в трубопровод находится в зоне плотной фазы. После обработки и прохождения через скруббер первой ступени давление обедненного газа повышается до 1496 фунтов на кв. Дюйм (10,32 МПа), затем охлаждается до 100 ˚F (37,8 C). На второй стадии газ дополнительно сжимается до 3659 фунтов на квадратный дюйм (25,22 МПа). Сжатый газ под высоким давлением снова охлаждается до 100 F (37,8 ˚C), а затем проходит через сепаратор перед поступлением в длинный трубопровод.

Вариант B: промежуточное давление

Этот трубопровод состоит из трех компрессорных станций, каждая из которых расположена на расстоянии 333 миль каждая.Давление на входе в трубопровод находится вблизи зоны плотной фазы. На каждой станции давление повышается с 615 фунтов на квадратный дюйм до 2071 фунтов на квадратный дюйм (от 4,24 до 14,28 МПа) за одну стадию, затем охлаждается до 100 F (37,8 C) и, наконец, проходит через сепаратор перед входом в каждый сегмент трубопровода.

Корпус C: низкое давление

Этот трубопровод состоит из пяти компрессорных станций, расположенных на равных участках в 200 миль (322 км). Давление на входе в трубопровод значительно ниже, чем для плотной фазы. На каждой станции давление повышается с 615 до 1637 фунтов на квадратный дюйм (4. От 24 до 11,28 МПа) за одну стадию, затем охлаждают до 100 F (37,8 ˚C) и, наконец, пропускают через сепаратор перед входом в каждый сегмент трубопровода.

Таблица 3. Сводка результатов компьютерного моделирования для трех случаев.

Как видно из этой таблицы, для случая A с одной компрессорной станцией требуется наименьшая общая мощность сжатия и наименьшие требования к тепловой нагрузке. Снижение мощности для варианта A составляет около 51% по сравнению с вариантом B (с тремя компрессорными станциями) и 63% по сравнению с вариантом C (с 5 компрессорными станциями).Это значительное снижение требований к мощности и теплу. Точно так же снижение теплового режима для случая A составляет около 39% по сравнению со случаем B и 50% по сравнению со случаем C соответственно.

Изменение скорости, давления и температуры газа показано на рисунках с 1 по 3 для случаев A и B. Как обсуждалось в предыдущем TOTM, когда фазовая диаграмма и профили давления нанесены на график с использованием профилей давления и температуры на выходе из трубопровода. Состояние остается справа от кривой точки росы, при этом газ остается однофазным.

Рис. 1. Изменение скорости газа в трубопроводе (случаи A и B)

Механическая конструкция (толщина и марка стенки)

Толщина стенки трубопровода — важный экономический фактор. Материалы трубопровода обычно составляют примерно 40% капитальных затрат (CAPEX) трубопровода. На строительство также будет приходиться примерно 40% капитальных затрат. Оценка CAPEX будет представлена позже в этом TOTM. После определения толщины стенки можно рассчитать общий вес (тоннаж) трубопровода, а также затраты на сталь для трубопровода.

Толщина стенки, т. , для трех случаев рассчитывается по вариации уравнения Барлоу, найденного в стандарте ASME B31.8 для газопроводов:

(1)

Где,

P — максимально допустимое рабочее давление, здесь установлено в 1,05 раза больше давления на входе,
OD — внешний диаметр,
E — эффективность соединения (принимается равной 1), так как трубопровод будет соединяться стыковыми швами сквозной толщины и проходить 100% контроль,
F — расчетный коэффициент (диапазон от 0. От 4 до 0,72) и здесь установлено значение 0,72 (для удаленных районов),
T — это температурный коэффициент снижения номинальных характеристик, который также составляет 1,0 при температуре на входе не более 100 F (37,8 ˚C).
σ — предел текучести материала трубы (класс X70 = 70000 фунтов на кв. Дюйм или 448,2 МПа), а
CA — это допуск на коррозию (принимается равным 0 дюймов или 0 мм для этого сухого газа).

После расчета толщины стенки отношение диаметра к толщине стенки (D / t) проверяется на основании следующих практических правил:

Береговые трубопроводы будут иметь максимальное значение D / т 72.
Морские трубопроводы будут иметь максимальное значение D / т 42.

Если рассчитанное значение D / t слишком велико, толщина стенки будет увеличена для получения максимально допустимого значения D / t.

Рис. 2. Изменение давления в трубопроводе (случаи A и B)

Рис. 3. Изменение температуры в трубопроводе (случаи A и B)

Используя вычисленное давление на входе в трубопровод от гидравлики в качестве отправной точки, можно рассчитать MAOP, а затем толщину стенки.Затем рассчитанная толщина стенки сравнивается с критериями максимального D / t. Таблица 4 суммирует эти расчеты для трех случаев как для береговых, так и для морских объектов.

Зная толщину и диаметр стенки, можно рассчитать вес на линейную длину (фут или метр). Затем также можно рассчитать общий вес стали для длины 1000 миль (1609 км). Вес единицы указан в фунтах / фут (кг / м), а общий вес — в коротких тоннах (2000 фунтов) и метрических тоннах (1000 кг).Результаты этих расчетов веса представлены в Таблице 5.

Некоторые наблюдения из этих вычислений, которые могут быть сделаны:

Повышение марки стали (SMYS — Минимальный предел текучести) с X-70 до X-80 снизит тоннаж стали примерно на 14%. Как показывают расчеты стоимости, такое сокращение значительно снизит стоимость. Однако использование стали X-80 до сих пор не нашло широкого распространения в трубопроводной промышленности.
Объем стали в сочетании с диаметром и толщиной стенок потребует большей части производственных мощностей по производству труб.Если бы это был санкционированный проект, закупку стальных труб пришлось бы проводить задолго до запланированного строительства.
Толщина стенок НЕ повышается до следующих стандартных толщин по API. Большое количество необходимой стали позволяет покупателю выбирать нестандартную толщину. Трубные заводы будут рады удовлетворить такое требование.

Таблица 4: Давление и выбор толщины стенки

Таблица 5: Выбор толщины стенок трубопровода и общий вес стали

Расчетные капитальные затраты

Капитальные затраты (CAPEX) для этих оценок основаны на двух ключевых переменных: толщине стенки трубопровода и требуемой мощности сжатия.Оба зависят от профиля давления в трубопроводе, который определяется количеством компрессорных станций. Ориентировочная стоимость будет рассчитана исходя из следующих предположений:

Линейная труба продается по цене 1200 долларов США за короткую тонну с 15% добавкой для покрытий.
Общая установленная стоимость трубопровода в 2,5 раза превышает стоимость трубной стали плюс покрытие. Этот фактор удивительно постоянен как для наземных, так и для морских трубопроводов большой протяженности и большего диаметра. Факторы, специфичные для проекта, такие как гористая местность для береговых трубопроводов или необходимость прокладки траншеи для морского трубопровода, могут повлиять на этот множитель затрат.
Никакой дополнительной разницы в стоимости строительства на суше и на море не принимается во внимание. На самом деле разница может быть значительной. Эти различия во многом зависят от местоположения проекта с факторами, которые могут включать погодные и сезонные проблемы, глубину воды для морских проектов, рельеф местности для береговых проектов, доступную инфраструктуру и ее влияние на логистику, а также доступность строительного оборудования и рабочей силы.
Компрессоры и сопутствующее оборудование (драйверы, охладители и вспомогательное оборудование) оцениваются в 1500 долларов США за каждую потребляемую мощность в лошадиных силах.
Береговые компрессорные станции оценены в 25 миллионов долларов США каждая для строительных работ, строительства зданий и оборудования, не связанных напрямую со сжатием газа.
Морские компрессорные станции оцениваются в 250 миллионов долларов США каждая за стационарную конструкцию, верхние строения, не связанные напрямую со сжатием газа, и квартальный комплекс. Это предположение зависит от местоположения проекта, независимо от того, является ли конструкция автономной или в составе группы структур, глубины воды и условий метео океана.
Корпуса морских трубопроводов берут начало НА БЕРЕГУ с головной компрессорной станции.

С этими предположениями о стоимости, оценка порядка величины (OME) общей установленной стоимости (TIC) разрабатывается для трубопровода, затем компрессорных станций и, наконец, объединяется для всей трубопроводной системы в Таблице 6 — Оценка трубопровода, Таблица 7 — Оценка компрессорной станции и таблица 8 — Общая система OME.

Таблица 6: Общая установленная стоимость трубопровода

Наши оценочные допущения могут привести к одинаковым затратам как для наземных, так и для морских трубопроводов.Именно здесь знание проекта становится жизненно важным для корректировки оценки с учетом условий, которые могут повлиять на допущения.

Таблица 7: Общая установленная стоимость компрессорных станций

Наиболее чувствительной переменной для расчетов компрессорных станций является местоположение любых морских объектов. Местоположение, глубина воды и погодные условия могут существенно повлиять на предполагаемую стоимость.

Таблица 8: Общая система OME

Общие затраты на установку системы ONSHORE снижаются с уменьшением рабочего давления (MAOP), хотя скорость снижения также снижается по мере того, как требуется больше компрессорных станций.Для береговых систем эксплуатационные расходы, особенно расходы на топливо, могут повлиять на выбор рабочего давления / количества компрессорных станций. Общие затраты за жизненный цикл (OPEX плюс CAPEX) обычно начинают расти в какой-то момент, когда количество компрессорных станций и общая мощность возрастают с уменьшением рабочего давления.

Для ОФФШОРНОЙ системы покажите наименьшую общую стоимость установки при конфигурации с тремя компрессорными станциями. Это «оптимальное» решение CAPEX будет зависеть от местоположения проекта, как описано выше, а также от эксплуатационных расходов.Часто с учетом эксплуатационных расходов «оптимальная» конфигурация способствует более высокому рабочему давлению и меньшему количеству компрессорных станций. Корректировка стоимости для местоположения проекта как по капитальным, так и по эксплуатационным затратам может привести к «оптимальной» конфигурации в любом случае.

Заключительные комментарии:

Мы изучили транспортировку природного газа в области плотной фазы (высокое давление) и сравнили результаты со случаями транспортировки того же газа с использованием среднего и низкого давления. Наш

GAS PRESSURE ▷ Русский перевод

GAS PRESSURE ▷ Русский перевод — Примеры использования Gas Pressure в предложении на английском языке Давление газа Регулирование и минимальный расход выполняются в соответствии с приведенными выше инструкциями.
Может ли водород использовать газовую инфраструктуру?
Теперь, когда автомобили на топливных элементах находятся на заправках, водород с энтузиазмом продвигается как чистый, эффективный и устойчивый источник энергии.
По мере того, как мы движемся к обществу, в котором водород составляет основную часть энергетического ландшафта в широком спектре секторов, исследуются альтернативные методы доставки водорода множеству пользователей.Скептики водородных технологий часто указывают на отсутствие существующей инфраструктуры как на серьезное препятствие для принятия водорода в качестве топлива, и в одном смысле они правы: это проблема, которую необходимо решать.
Жизнеспособная водородная инфраструктура требует, чтобы водород доставлялся от места его производства до точки конечного использования, такой как дозатор на заправочной станции или стационарный электрогенератор.
Добавление водорода в существующую сеть трубопроводов природного газа было предложено в качестве эффективного средства доставки.Использование существующей системы для транспортировки смесей природного газа и водорода даст возможность принимать значительные объемы водорода. Это также представляет собой уникальную возможность соединить производителей водорода и конечных пользователей с относительно небольшими значительными дополнительными инвестициями в инфраструктуру.
Такой подход сводит на нет высокую стоимость реализации специально построенной инфраструктуры водородных трубопроводов, которая оценивается в несколько миллиардов евро, за счет использования существующих активов.Смешанный таким образом водород также может быть использован для увеличения запасов природного газа в обычном газе для энергетических операций с потенциалом значительного повышения эффективности.
С экологической точки зрения добавление водорода к природному газу может значительно сократить выбросы парниковых газов, но только если водород производится из низкоуглеродных источников энергии, например, за счет резервных мощностей из возобновляемых источников энергии, биоотходов или ископаемых ресурсов с улавливанием углерода и хранилище (CCS).
Работа над тем, чтобы сделать переход возможным, действительно ведется уже некоторое время.Более пяти лет назад проект NATURALHY, общеевропейский проект, поддерживаемый государствами-членами, бизнесом и академическими кругами, продемонстрировал жизнеспособность смешивания водорода с природным газом. Цель проекта заключалась в предоставлении газовой промышленности и операторам трубопроводов необходимой информации, чтобы сектор мог использовать водород в существующей газовой сети. По данным Energy Storage Europe, доля водорода, который может быть смешан с природным газом в современных сетях, в среднесрочной перспективе достигает 15%.В Соединенных Штатах в отчете Министерства энергетики США о добавлении водорода в трубопроводы природного газа было обнаружено, что эта концепция является жизнеспособным долгосрочным решением:
«Добавление водорода в сети трубопроводов природного газа при низких концентрациях имеет потенциал для увеличения выработки на объектах по производству возобновляемой энергии в ближайшем будущем. В более долгосрочной перспективе смешивание может обеспечить экономичные средства доставки водорода, когда водород впрыскивается вверх по потоку, а затем извлекается ниже по потоку для использования в электромобилях на топливных элементах (FCEV) или стационарных топливных элементах.”
К сожалению, поскольку физические и химические свойства водорода значительно отличаются от свойств природного газа, невозможно просто заменить природный газ на водород в существующей системе природного газа. Одним из ограничивающих факторов является долговечность существующих трубопроводов. Некоторые металлические трубы могут разрушаться при длительном контакте с водородом, особенно с водородом в высоких концентрациях и при высоком давлении. Эффект сильно зависит от типа стали и должен оцениваться в каждом конкретном случае.Внесение необходимых модификаций для усиления трубопроводов было бы дорогостоящим, но они бледнеют по сравнению со строительством совершенно новой сети.
Министерство энергетики США выделяет три основные последующие технологии разделения газа, которые могут быть использованы для выделения водорода из смесей в трубопроводах природного газа: адсорбция при переменном давлении (PSA), мембранное разделение и электрохимическое разделение водорода (EHS или перекачка водорода). Наилучший метод экстракции зависит от смеси водорода в трубопроводе.
Более высокие концентрации снижают стоимость добычи в условиях повышенного давления, хотя они все еще находятся на высоком уровне или выше того, что можно было бы считать конкурентоспособным на рынке FCEV. На установках понижения давления они падают еще больше. Как отмечается в отчете: «падение давления синергетично с выделением водорода». Отсутствие перепада давления требует неэкономно большого количества энергии сжатия и капиталовложений компрессора для обратной закачки обедненного водородом газа обратно в трубопровод.
Но и извлечение из сети не обязательно. Водород можно использовать для увеличения объема природного газа и сжигать вместе с ним на электростанции. Водород не содержит углерода, поэтому выбросы на этом заводе будут ниже, а поскольку он горит при более высокой температуре, газовая турбина работает более горячо и, следовательно, более эффективна.
Япония находится в процессе строительства 100 водородных заправочных станций вдоль основных дорог, соединяющих четыре своих крупнейших города, по данным Financial Times. Германия нацелена на строительство 400 станций к 2025 году. Один из вариантов, который изучается, — это возможность производить водород на заправочной станции с использованием энергии ветра или солнца, чтобы распределять газ у источника. Инфраструктура переработки водорода быстро расширяется, поэтому мощности в сфере добычи также должны быстро развиваться.
Как отрасль, мы должны изучить все возможности для создания эффективной водородной инфраструктуры. Исследование было проведено, чтобы продемонстрировать выполнимость; теперь мы должны превратить это в практические решения. Анри Винанд, генеральный директор, Intelligent Energy
Комментарии
Авторизуйтесь, зарегистрируйтесь чтобы комментировать
Логин Зарегистрировать
.
No related posts.