Основные понятия — ООО Классик, Долгодеревенское

Газопровод-ввод — газопровод, проложенный от места присоединения к распределительному газопроводу до сети газопотребления.

Газораспределительная организация (ГРО) — специализированная организация, владеющая газораспределительной системой на законном основании, осуществляющая эксплуатацию сети газораспределения и оказывающая услуги по транспортировке газа потребителям по этой сети.

Газорегуляторный пункт шкафной (ГРПШ) — технологическое устройство сети газораспределения, предназначенное для снижения давления газа и поддержания его в заданных пределах независимо от расхода газа, размещенное в шкафу из несгораемых материалов.

«Заявитель» — юридическое или физическое лицо, намеренное осуществить или осуществляющее строительство (реконструкцию) объекта капитального строительства с последующим его подключением (технологическим присоединением) к сети газораспределения или подключение (технологическое присоединение) объекта капитального строительства к сети газораспределения, а также в случае присоединения объекта сети газораспределения к другой сети газораспределения — юридическое лицо, осуществляющее строительство объекта сети газораспределения или реконструкцию объекта существующей сети газораспределения, принадлежащего ему на праве собственности.

«Заявители первой категории» — заявители, максимальный часовой расход газа газоиспользующего оборудования которых не превышает 20 куб. метров в час включительно с учетом расхода газа газоиспользующего оборудования, ранее подключенного в данной точке подключения объекта капитального строительства, при условии, что расстояние от газоиспользующего оборудования до сети газораспределения газораспределительной организации, в которую подана заявка, с проектным рабочим давлением не более 0,3 МПа, измеряемое по прямой линии (наименьшее расстояние), составляет не более 200 метров и сами мероприятия по подключению (технологическому присоединению) предполагают строительство исполнителем до точки подключения газопроводов-вводов (без необходимости выполнения мероприятий по прокладке газопроводов бестраншейным способом) и устройство домового регуляторного пункта (при необходимости), за исключением случаев, когда плата за технологическое присоединение устанавливается по индивидуальному проекту.

«Заявители второй категории» — заявители, максимальный часовой расход газа газоиспользующего оборудования которых составляет менее 500 куб. метров в час и (или) проектное рабочее давление в присоединяемом газопроводе менее 0,6 МПа включительно, в случаях, если протяженность строящейся (реконструируемой) сети газораспределения до точки подключения, измеряемая по прямой линии (наименьшее расстояние), составляет не более 500 метров в сельской местности и (или) не более 300 метров в границах городских поселений и (или) указанная сеть газораспределения пролегает по территории не более чем одного муниципального образования, за исключением случаев, когда плата за технологическое присоединение устанавливается по индивидуальному проекту.

«Заявители третьей категории» — заявители, максимальный часовой расход газа газоиспользующего оборудования которых составляет менее 500 куб. метров в час и (или) проектное рабочее давление в присоединяемом газопроводе менее 0,6 МПа, в случаях, если протяженность строящейся (реконструируемой) сети газораспределения до точки подключения, измеряемая по прямой линии (наименьшее расстояние), составляет более 500 метров в сельской местности и (или) более 300 метров в границах городских поселений и (или) указанная сеть газораспределения пролегает по территориям двух и более муниципальных образований, за исключением случаев, когда плата за технологическое присоединение устанавливается по индивидуальному проекту.

«Исполнитель» — газораспределительная организация, владеющая на праве собственности или на ином законном основании сетью газораспределения, к которой планируется подключение (технологическое присоединение) объекта капитального строительства или сети газораспределения заявителей, а в случае, если подключение возможно к существующим сетям газораспределения или газопотребления основных абонентов при выполнении условий пункта 34 настоящих Правил подключения, -газораспределительная организация, с сетями которой технологически связаны сети газораспределения или газопотребления, к которым планируется подключение объектов капитального строительства заявителей, в том числе через сети других основных абонентов.

Подключение (технологическое присоединение) объекта капитального строительства к сети газораспределения — совокупность организационных и технических действий, включая врезку и пуск газа, дающих возможность подключаемому объекту капитального строительства использовать газ, поступающий из сети газораспределения.

Распределительный газопровод

— газопровод, проложенный от источника газа до места присоединения газопровода-ввода.

Сеть газопотребления — технологический комплекс газовой сети потребителя, расположенный от места присоединения к сети газораспределения до газоиспользующего оборудования и состоящий из газопроводов и технических устройств на них.

Ситуационный план – план расположения земельного участка с привязкой к территории населенного пункта, отображающий все существующие объекты (здания, дороги, реки, контуры соседних участков и прочих ориентиров), составленный в масштабе 1:500 на любой актуальной картографической основе.

«Точка подключения» — место соединения сети газораспределения исполнителя с сетью газопотребления или газораспределения заявителя.

«Фактическое присоединение» — комплекс технических мероприятий, обеспечивающих физическое соединение (контакт) сети газораспределения исполнителя или сети газораспределения и (или) сети газопотребления основного абонента с сетью газопотребления объекта капитального строительства заявителя с осуществлением пуска газа в газоиспользующее оборудование заявителя, а в случае присоединения объекта сети газораспределения к другой сети газораспределения — в сеть газораспределения заявителя.

 «Основной абонент» — юридическое или физическое лицо, которое не оказывает услуги по транспортировке газа, владеющее на праве собственности или на ином законном основании объектом сети газораспределения и (или) газопотребления.

Типы давления: абсолютное давление, избыточное давление, дифференциальное давление

Наравне с температурой давление является одним из наиболее важных параметров, описывающих физическое состояние среды. Давление определяется как сила (F_N), постоянно действующая на заданную площадь поверхности (A). Типы давления отличаются друг от друга только по отношению к выбранному эталонному давлению.

Абсолютное давление

Наиболее приемлемым эталонным давлением является нулевое, которое существует в безвоздушном космическом пространстве. Любое давление относительно данного известно как абсолютное давление. Абсолютное давление обозначается как “ abs”, что является сокращением от латинского слова “absolutus”, означающего отдельный, независимый.

Атмосферное давление

Наверное наиболее важным типом давления для жизни на земле является атмосферное давление, p_amb (amb = ambiens = окружающий). Это давление образовано массой атмосферы, окружающей землю на высоте примерно до 500 км. До этой высоты, на которой абсолютное давление p_abs = 0, его величина постоянно уменьшается. Тем не менее, атмосферное давление подвержено погодным колебаниям, что хорошо нам известно из ежедневного прогноза погоды. На уровне моря p_amb в среднем составляет 1013,25 гектопаскаля (ГПа), что соответствует 1013,25 миллибара (мбар). Благодаря “циклонам” и “антициклонам” атмосферное давление может колебаться в пределах, примерно, 5 %.

Дифференциальное давление

Разница между двумя величинами давления p₁ и p₂ известна как перепад давления Δp = p₁ — p₂. В случаях, когда разница между двумя значениями представляет собой измеренное значение переменной процесса, говорят о дифференциальном давлении p_1,2.

Избыточное (манометрическое) давление

К наиболее часто встречающемуся типу измеряемого давления на технологических объектах относится перепад атмосферного давления, P_e (e = excedens = превышение). Оно представляет собой разницу между абсолютным давлением P_abs и относительным (абсолютным) атмосферным давлением (p_e = p_abs – p_amb), более известное как избыточное или манометрическое давление.

Понятие положительного избыточного давления используют, когда абсолютное давление превышает атмосферное. В противном случае говорят об отрицательном избыточном давлении.

Сокращения в формулах “abs”, “amb” и “e” однозначно указывают на тип измеряемого давления. Эти сокращения относятся в формулах к букве Р, но не к единицам измерения.

---

Неважно какое давление — абсолютное, избыточное или дифференциальное. С помощью WIKA вы подберете необходимый измерительный прибор для любого типа давления:

Свяжитесь с нами

Вам нужна дополнительная информация? Напишите нам:

Требования к проектированию пунктов редуцирования газа

Главная / Проектировщику / Справочная информация – ГОСТ СНИП ПБ / ГОСТ Р 56019-2014 /Версия для печати

8.1  Основные требования

8.1.1  Проектирование и выбор ПРГ следует проводить на основе разработанных схем газоснабжения. Отступления допускаются при соответствующем обосновании.

8.1.2 Проектные решения должны быть направлены на обеспечение бесперебойного и безопасного газоснабжения потребителей.

8.1.3 Запорная арматура, размещенная на площадке, должна оснащаться устройствами, предотвращающими несанкционированный доступ и снижающими риск повреждения от случайного воздействия транспортных средств.

8.1.4 Размещение линий редуцирования и вспомогательного оборудования должно обеспечивать их удобное обслуживание и ремонт.

8.1.5 Использование запорной арматуры на обводных газопроводах для редуцирования газа не допускается.

8.1.6 Установка показывающих и регистрирующих приборов для измерения давления и температуры газа должна соответствовать СП 62.13130.

8.1.7 Импульсные газопроводы регуляторов давления и защитных устройств должны присоединяться к газопроводу в местах, исключающих турбулентные воздействия.

8.1.8 Объединение импульсных газопроводов в один газопровод, а также соединение продувочных трубопроводов со сбросными газопроводами не допускается.

Продувочные трубопроводы и сбросные газопроводы должны иметь минимальное число поворотов и выводиться наружу. На концах продувочных трубопроводов и сбросных газопроводов должны быть предусмотрены устройства, исключающие попадание и скопление в них атмосферных осадков.

8.1.9 Газоиспользующую установку системы отопления ГРП или ГРПБ следует подключать:

• к выходному газопроводу, — если выходной газопровод закольцован с другими газопроводами;
• входному газопроводу, — если выходной газопровод тупиковый.

Подключение газоиспользующей установки к импульсным газопроводам не допускается. Присоединение газоиспользующей установки к газопроводам давлением более 0,005 МПа производится через отдельный узел редуцирования.

8.1.10 После первого и перед последним отключающими устройствами на линии редуцирования, при использовании бесфланцевой (приварной) запорной арматуры, рекомендуется устанавливать дополнительные фланцевые соединения по ГОСТ 12815 с целью обеспечения возможности установки заглушек для отключения линии редуцирования на период консервации и ремонта технических устройств.

8.1.11  Поток газа в выходных трубопроводах не должен вызывать вибрацию и шум, уровень которых превышает предельно допустимое значение.

8.1.12 Уровень звукового давления, оцененный по амплитуде в соответствии с ГОСТ 12.1.003, должен определяться на начальном этапе проектирования и не превышать 70 дБ на границе со зданиями и действующими предприятиями.

8.1.13 Технические устройства и газопроводы ПРГ должны быть защищены от коррозии. Внутренние газопроводы ПРГ должны быть изолированы от входного и выходного газопроводов посредством электроизолирующих соединений, если на подземных газопроводах применена катодная поляризация. Изолируемые газопроводы в этом случае должны соединяться регулируемыми перемычками.

8.1.14 Технические устройства и газопроводы ПРГ должны быть заземлены.

8.1.15 ПРГ производительностью более 100000 мЗ /ч следует оборудовать устройствами обнаружения несанкционированного проникновения на его территорию.

Для ПРГ производительностью более 500000 м3 /ч рекомендуется предусматривать помещение для круглосуточного дежурства персонала.

8.1.16 Помещения ГРП и ГРПБ должны оснащаться системами пожарной сигнализации в соответствии с СП 5.13130.

8.1.17 Технологическая схема ПРГ должна включать в себя систему редуцирования давления газа и систему защиты от повышенного давления.

8.2 Система редуцирования давления газа

8.2.1  Система редуцирования давления газа должна поддерживать устойчивый режим давления в выходном газопроводе, обеспечивающий надежную и безопасную  работу газоиспользующего оборудования потребителей.

8.2.2 Исходные данные, необходимые для подбора регуляторов, в том числе сведения об изменениях параметров входного давления существующих сетей газораспределения для расчета пропускной способности ПРГ, должны представляться ГРО.

8.2.3 Пропускную способность ПРГ следует принимать на 10%-15% больше расчетного расхода газа.

8.2.4 Редуцирование с входного давления 0,6 МПа и более на выходное давление 0,005 МПа и менее должно быть двухступенчатым и последовательным.

8.2.5 В ПРГ могут предусматриваться резервные линии редуцирования для обеспечения бесперебойного газоснабжения потребителей в случае выхода из строя или проведения планового ремонта рабочей линии редуцирования. В ГРПШ и ПРГП резервные линии редуцирования могут быть съемными, в случаях, предусмотренных конструкцией изделий.

8.2.6 Состав резервной линии редуцирования должен соответствовать основной или должен обеспечивать аналогичный уровень безопасности.

8.2.7 Резервные линии редуцирования могут не устанавливаться в случаях:

• наличия возможности газоснабжения объекта от закольцованного выходного газопровода;
• подачи газа на установки, допускающие перерывы в газопотреблении.

8.2.8 В ГРП и ГРПБ при наличии нескольких рабочих линий одного выходного давления резервные линии редуцирования следует предусматривать в количестве:

• одной — при наличии не более трех рабочих линий редуцирования;
• двух — при наличии более трех рабочих линий редуцирования.

8.2.9 Для включения в работу резервной линии редуцирования без вмешательства персонала настройку регулятора давления следует проводить ниже выходного давления рабочей линии.

8.2.10 Для осуществления контроля за функционированием системы редуцирования давления должны быть предусмотрены средства (в т.ч. ТМ), обеспечивающие получение оперативной информации о значениях измеряемых параметров.

8.2.11  Рабочее давление после регулятора устанавливается проектом и уточняется после проведения пуско-наладочных работ.

8.2.12 Проектное выходное давление газа ПРГ следует принимать с учетом потерь давления в сетях газораспределения и газопотребления, изменений давления газа в сети газораспределения, вызванных неравномерностью газопотребления, а также пределов регулирования газогорелочных устройств газоиспользующего оборудования потребителей.

8.2.13 Параметры настройки регуляторов ПРГ для потребителей должны устанавливаться
исходя из условия обеспечения номинального давления перед газоиспользующим оборудованием, указанного в эксплуатационной документации завода-изготовителя.

8.2.14 Нижние пределы рабочего давления и способы защиты от пониженного давления определяются проектом, если согласно эксплуатационной документации завода-изготовителя это необходимо для работы газоиспользующих установок.

8.3 Система защиты от повышенного давления

8.3.1  Система защиты от повышенного давления должна в автоматическом режиме обеспечивать защиту газопроводов и технических устройств от недопустимого повышения давления в случае неисправности системы редуцирования.

8.3.2 При проектировании систем защиты от повышенного давления следует применять технические устройства:

• без сброса газа — регулятор-монитор и ЗОК;
• со сбросом газа — ПК.

8.3.3 Два технических устройства без сброса газа должны устанавливаться, если разница между значениями максимальных рабочих давлений на входе и выходе превышает 1,6 МПа, и при этом максимальное рабочее давление на входе превышает значение испытательного давления для выходного газопровода.

Одно техническое устройство без сброса газа должно устанавливаться, если максимальное рабочее давление на входе превышает максимальное пиковое давление на выходе.

Система защиты от повышенного давления не предусматривается, если соблюдается одно из условий:

• максимальное рабочее давление на входе не превышает максимального пикового давления на выходе;
• давление газа перед регулятором не более 0,01 МПа.

8.3.4 Регуляторы-мониторы следует применять в ПРГ, подающих газ на объекты, не допускающие перерыва в газоснабжении (ТЭС и аналогичные объекты, предприятия непрерывного цикла, головные ПРГ поселений).

8.3.5 ЗОК (отдельно или совместно с регулятором-монитором) следует применять в сетях газораспределения на конечных потребителей, когда ниже по потоку не предусмотрена установка защитной арматуры.

8.3.6 ПК следует применять вместе с техническим устройством без сброса газа в качестве дополнительной ступени системы защиты от повышенного давления.
ПК может не устанавливаться, если на линии редуцирования одновременно предусмотрено использование регулятора-монитора и ЗОК.

8.3.7 Параметры настройки технических устройств системы защиты от повышенного давления устанавливаются проектом с учетом того, что:

• максимальное рабочее давление (МОР ) в выходном газопроводе не должно превышать проектного давления (DP).
• значение МОР должно определяться с учетом наименьшего значения МОР , принятого для газоиспользующего оборудования в сети газопотребления;
• срабатывание должно осуществляться при превышении значения пикового уровня рабочего давления до значений ТОР и МП1, указанных в таблице 3.

Таблица 3. Параметры настройки системы защиты линии редуцирования от повышенного давления

Давление в выходном газопроводе, МПа		Пиковый уровень рабочего давления, не более	Параметры настройки системы защиты от повышенного давления, не более
			ТОР	МiР1
Высокое	1,2<МОР≤2,5	1,025МОР	1,1МОР	1,20МОР
	0,5<МОР≤1,2	1,050МОР	1,2МОР	1,3МОР
	0,3<МОР≤0,5	1,075МОР
Среднее	0,2<МОР≤0,3	1,125МОР	1,3МОР	1,4МОР
	0,01<МОР≤0,2		1,5МОР	1,75МОР2
	0,005<МОР≤0,01
Низкое	МОР≤0,005	1,125МОР	1,5МОР	2,5МОР3
1 МIР должно быть меньше испытательного давления на герметичность выходного газопровода 2 Параметры настройки технических устройств системы защиты от повышенного давления следует принимать без учета плюсового допуска, соответствующего точности срабатывания. 3 Для DP≤0,01 МПа MIP не должно превышать ТОР, если перед газоиспольузющим оборудованием не установлены регуляторы-стабилизаторы. Если газоиспользующее оборудование испытано на герметичность на 0,015 МПа и подсоединено непосредственно к выходному газопроводу ПРГ, то MIP выходного газопровода должно быть не более 0,015 МПа. Если нет необходимости в устройстве безопасности, ТОР и MIP ниже регулятора выходящего потока не являются актуальными для газопровода, оснащенного системами регулирования давления с МОР выше регулятора входного потока в пределах до 0,01 МПа включительно.

8.3.8 ЗОК должен соответствовать следующим требованиям:

• параметры срабатывания не должны превышать давления МЕР , указанного в таблице 3;
• при установке в ГРУ значений верхнего и нижнего пределов настройки следует принимать с учетом пределов устойчивой работы газогорелочного устройства, указанных в эксплуатационной документации заводом-изготовителем газоиспользующей установки;
• оставаться в закрытом положении в случае срабатывания до открытия его вручную работником эксплуатирующей организации;
• быть защищенным от повышенного давления, возникшего в другой линии редуцирования.

8.3.9 Отказ в работе основного регулятора не должен влиять на функционирование системы защиты от повышенного давления.

8.3.10 Регулятор-монитор должен:

• быть идентичным основному регулятору по конструкции, техническим характеристикам и типоразмеру;
• устанавливаться на линии редуцирования перед основным регулятором;
• быть настроенным на включение в работу при заданном значении давления, которое выше настройки основного регулятора и быть подобранным таким образом, чтобы это значение давления не превышало давления ТОР , указанного в таблице 3;
• иметь минимальное время включения в работу;
• иметь минимальное время переходного процесса редуцирования, исключающего образование скачков давления перед основным регулятором.

8.3.11  Сброс газа через ПК должен быть кратковременным, не вызывающим резкого снижения давления в выходном газопроводе. Недопустимо снижение давления до значения меньшего, чем установлено в эксплуатационной документации газоиспользующего оборудования потребителя.

При восстановлении рабочего давления ПК должен автоматически закрываться и возвращаться в свое рабочее состояние.

При проектировании ПРГ следует предусматривать возможность настройки и проверки срабатывания ПК без остановки линии редуцирования.

8.3.12 Выбор ПК должен определяться его пропускной способностью, полученной по результатам расчета.

8.3.13 Количество газа, Q, м^З /ч, подлежащего сбросу через ПК в течение часа при нормальных условиях, вычисляют:

а) при наличии ЗОК перед регулятором давления по формуле
Q ≥ 0,0005Q_d,                                                                      (1)

б) при отсутствии ЗОК перед регулятором давления по формулам:

1) для мониторов и регулирующих клапанов
Q≥0,01Q_d,                                                                (2)

2) для регулирующих заслонок с электронными регуляторами

Q≥0.02Q_d,                                                             (3)

где Q_d — расчетная пропускная способность регулятора давления, регулирующих клапанов, регулирующих заслонок при нормальных условиях, м³/ч.

Примечание — Нормальные условия при t = 0°С и Р = 0,10132 МПа.

8.3.14 Количество газа, Q₁ м³/ч, подлежащего сбросу через ПК в течение часа, при наличии в помещении двух и более параллельно работающих линий редуцирования, вычисляют по формуле

Q1≥Q_n ,                                                                 (4)

где Q — количество газа м³/ч, определяемое в соответствии с 8.3.13;

n — количество работающих регуляторов, шт.

8.3.15 Контрольно-измерительное приборы в составе системы защиты от повышенного давления должны работать независимо от других, установленных в ПРГ, контрольно-измерительных приборов.

8.3.16 Включение в работу регулятора-монитора, переход контроля за выходным давлением от основного регулятора к регулятору-монитору и срабатывание ЗОК должны сопровождаться включением аварийной сигнализации в системе ТМ или на рабочем месте дежурного оператора.

<< назад / к содержанию ГОСТ Р 56019-2014 / вперед >>

Интерфакс-Недвижимость / Депутаты предлагают облегчить «Газпрому» затраты на социальную газификацию

1 октября 2020, 12:54

Фото: Официальный сайт

Москва. 1 октября. ИНТЕРФАКС — Депутаты Госдумы РФ предлагают повысить категорию газопровода, для сооружения и реконструкции которого не требуется получать разрешение на строительство, данная мера призвана облегчить «Газпрому» затраты на социальную газификацию.

Законопроект в парламент внесли ряд сенаторов и глава комитета по энергетике Госдумы Павел Завальный.

Согласно действующему Гражданскому кодексу, при строительстве газопровода нет необходимости получать разрешение, если его рабочее давление составляет 0,6 мегапаскаля (МПа) включительно. К этой категории относятся все газопроводы низкого и среднего давления, а также газопровод высокого давления второй категории. Это — подача газа в черте населенного пункта как для населения, так и для производственных потребителей.

Законопроект предлагает повысить эту планку до уровня газопровода высокого давления первой категории, то есть до 1,2 МПа. Газопровод с таким давлением используется при межпоселковом строительстве, а также для газоснабжения промышленных предприятий, где необходим газ с высоким давлением для технологических нужд.

В пояснительной записке к документу подчеркивается, что принятие закона сократит стоимость и сроки работ по строительству и реконструкции сетей газораспределения и газопотребления, что имеет немаловажное значение для объектов, расположенных в регионах РФ с жесткими климатическими условиями.

О необходимости изменить административные ограничения, которые не позволяют в ряде регионов строить газопроводы методом так называемого «полевого проектирования», в начале сентября заявлял глава думского комитета по энергетике Павел Завальный.

«Поэтому есть предложение на федеральном уровне узаконить такой подход, чтобы дать возможность газовым компаниям без лишних затрат и потерь времени заниматься вопросами газификации при наличии источников для него», — сказал депутат.

В случае принятия закон вступит в силу через 10 дней после официального опубликования.

Аэропорт Норильска обеспечат газовым топливом

Эксперты Главгосэкспертизы России изучили представленные повторно проектную документацию и результаты инженерных изысканий на строительство газопровода-отвода для газоснабжения котельной ООО «Аэропорт «Норильск». По итогам рассмотрения выдано положительное заключение.

Аэропорт Норильска, расположенный на полуострове Таймыр, позволяет обеспечить транспортную доступность населенных пунктов и промышленных предприятий на севере Красноярского края, а также связать их с другими регионами России. В 2019 году по итогам конкурса «Великие имена России» аэропорту было присвоено имя исследователя Арктики Николая Николаевича Урванцева, чьи главные труды посвящены изучению геологии Таймыра, Северной Земли и севера Сибирской платформы.

Проектной документацией, получившей положительное заключение Главгосэкспертизы России, предусмотрено строительство газопровода-отвода для газоснабжения котельной ООО «Аэропорт «Норильск». Отводящий газопровод длиной 13,6 км проложат от магистральной системы ОАО «Норильскгазпром» до газорегуляторного пункта котельной аэропорта. Подача природного газа в проектируемый газопровод-отвод будет осуществляться от второй и третьей ниток магистрального газопровода «Мессояха – Норильск», Работы пройдут, соответственно, на участках 212 км – 214 км и 218 км – 220 км обеих ниток. Врезку в магистральный газопровод выполнят в условиях действующего производства c остановкой перекачки газа. Пропускная способность газопровода-отвода обеспечит транспортировку газа в объеме 2076 нормальных куб.м/ч или 9,942 млн куб.м в год. Разрешенное максимальное рабочее давление в газопроводе-отводе — 2,52 МПа.

В числе новых объектов, необходимых для газоснабжения котельной аэропорта «Норильск», также построят автоматизированную газораспределительную станцию с комплектом газового оборудования и вспомогательными сооружениями. К площадке станции проложат проезд от автодороги Норильск – Дудинка – Алыкель.

Работы пройдут в Таймырском Долгано-Ненецком муниципальном районе Красноярского края. Проектная организация – ООО «Проект НП».

Фото: ТАСС

Газопроводы испытательное давление — Справочник химика 21

    После достижения испытательного давления газопровод отключается от пресса или насоса. Испытательное давление газопровода низкого давления выдерживают в течение 5 мин (испытание на прочность), после чего его снижают до рабочего давления, при котором проводят тщательный наружный осмотр и обстукивание испытываемого трубопровода (испытание на плотность). Испытательное давление газопроводов высокого давления выдерживают в течение 10 мин (испытание на прочность), после чего его снижают дэ рабочего, при котором проводят наружный осмотр и обстукивание газопровода. Затем давление вновь повышают до испытательного и выдерживают еще 5 мин. после чего опять снижают до рабочего, при котором вторично (окончательно) тщательно осматривают трубопровод. [c.288]
    Правильно ли выбирается величина испытательного давления на прочность газопроводов ( 7.19 и 7.20 ПУГ-69). [c.287]

    Порядок испытания газопроводов на плотность (герметичность) регламентирован инструкциями Минмонтажспецстроя СССР (для газопроводов низкого давления и для газопроводов с давлением 10,1—100 МПа), а также ПУГ — 69 и другими нормативными документами. Порядок подготовки и проведения испытаний газопроводов на плотность (герметичность) не отличается от принятого для технологического оборудования (сосудов) цеховые газопроводы испытывают совместно с оборудованием цеха. При испытании цеховых и межцеховых газопроводов в течение 1 ч для разных сред допускается следующее падение давления (в % от испытательного)  [c.85]

    При испытании газопроводов, непосредственно связанных с аппаратом, и при отсутствии отключающей арматуры между аппаратом и газопроводом испытательное давление газопровода должно быть не выше испытательного давления аппарата. Испытание аппаратуры и газопровода при равенстве испытательных давлений может производиться совместно. [c.104]

    Гидравлические испытания на прочность для компрессоров, работающих под давлением до 10 МПа, допускается заменять пневматическими испытаниями с соблюдением установленных правил безопасности. При испытании газопроводов, непосредственно связанных с аппаратом, и при отсутствии отключающей арматуры между аппаратом и газопроводом испытательное давление газопровода должно быть не выше испытательного давления аппарата. При равенстве испытательных. давлений газопроводы, и арматуру можно испытывать совместно. После > проведения гидравлического. испытания и слива воды испытуемый участок подвергается продувке воздухом до поЛного удаления влаги. В зимний период должны. быть приняты меры, предотвращающие замерзание воды в трубопроводах, аппаратах или слЙ ных линиях. [c.127]

    Выдерживается ли при пневматическом испытании газопровода на прочность величина испытательного давления и длина испытываемого участка (5 7.30 ПУГ-69). [c.288]

    Величина испытательного давления при пневматическом испытании газопроводов на прочность определяется как указано в пп. 7.19, 7.20 и 7.21. [c.406]

    Надземные газопроводы испытательным давлением свыше 3 кгс/см на прочность должны испытываться водой. Допускается испытание воздухом с соблюдением стационарных мер безопасности То же [c.236]

    Правильно ли выбирается испытательное давление на плотность для газопроводов с рабочим давлением до 1 кГ/сл ( 7.38 ПУГ—69). [c.289]

    Испытываемый газопровод можно заливать водой непосредственно от водопровода или насосом при условии, что давление, создаваемое в газопроводе, не будут превышать испытательного давления. Требуемое испытательное давленне создается гидравлическим прессом или насосом, подсоединенным к испытываемому трубопроводу через два запорных вентиля. [c.288]

    Величина испытательного давления газопроводов, с рабочим давлением до 1 кГ см , на плотность принимается  [c.289]

    Во время подъема давления в газопроводе и при достижении в нем испытательного давления на прочность пребывание кого-либо в зоне охраны [c.289]

    Вид испытания и величины испытательных давлений указываются в проекте для каждого газопровода. [c.403]

    Испытываемый газопровод можно заливать водой непосредственно от водопровода или насосом при условии, чтобы давление, создаваемое в газопроводе насосом, не превышало испытательного давления. [c.405]

    Стальные газопроводы после монтажа, а также в период эксплуатации испытываются на прочность и плотность гидравлическим или пневматическим давлением. Правилами определены величина испытательного давления, нормы падения давления и порядок проведения испытаний. [c.162]

    После достижения испытательного давления газопровод отключается от пресса или насоса. [c.405]

    Испытательное, давление газопроводов низкого давления выдерживают в течение 5 мин (испытание на прочность), после чего снижают до рабочего давления, при котором проводят тщательный наружный осмотр и обстукивание испытываемого трубопровода (испытание на плотность). [c.405]

    Пневматическое испытание на прочность разрешается только для газопроводов низкого давления оно должно производиться воздухом или инертным газом. При пневматическом испытании обстукивание молотком газопроводов, находящихся под давлением, не разрушается. При пневматическом испытании газопровода на прочность испытательное давление и длина испытательного участка газопровода не должны превышать значений, указанных в табл. УП-7. [c.243]

    Испытательное давление газопроводов высокого давления выдерживают в течение 10 мин (испытание на прочность), после чего его снижают до рабочего, при котором проводят наружный осмотр и обстукивание газопровода. По окончании обстукивания давление вновь повышают до испытательного и выдерживают еще 5 мин, после чего опять снижают до рабочего, при котором вторично (окончательно) тщательно осматривают трубопровод. [c.405]

    Осмотр газопровода разрешается лишь после того, как испытательное давление будет снижено до рабочего. Осмотр должен производиться специально выделенными для этой цели и проинструктированными лицами. Нахождение в зоне охраны кого-либо, кроме этих лиц, запрещается. [c.407]

    Для газопроводов низкого давления с рабочим давлением выше 1 кГ/см величина испытательного давления при испытании на плотность должна приниматься равной величине рабочего давления. [c.407]

    Пневматическое испытание на плотность. Газопроводы испытывают на плотность воздухом или инертным газом, причем внутрицеховые газопроводы испытывают совместно с оборудованием, которое они обслуживают. Величина испытательного давления на плотность газопроводов с Рраб ДО 1 кгс/см должна быть следующей  [c.79]

    Величина пробного испытательного давления на прочность газопроводов для горючих газов в пожаро- и взрывоопасных производствах химической нромышленности, согласно ТУ ХП—62, должна быть равна  [c.278]

    Испытательное давление газопроводов [c.72]

    Величина фактического падения давления в газопроводе за время испытания его на плотность в процентах от начального испытательного давления определяется по формуле [c.79]

    Величина испытательного давления и порядок проведения гидравлического и пневматического испытаний газопроводов дояжны соответствовать требованиям, изложенным в главе 7 настоящих Правил, [c.418]

    Величина пробного испытательного давления на прочность для каждого газопровода устанавливается проектом. [c.554]

    Для газопроводов I группы величина пробного испытательного давления на прочность должна быть  [c.554]

    При испытании газопроводов, непосредственно связанных с аппаратом, при отсутствии отключающей арматуры между аппаратом и газопроводом, величина испытательного давления должна соответствовать величине испытательного давления аппарата. [c.554]

    Испытательное давление газопроводов I группы держится в течение [c.554]

    Газопроводы II группы выдерживаются под испытательным давлением в течение 10—12 мин затем давление снижается -до рабочего и производится обстукивание сварных швов молотком, как указано в п. 293. [c.554]

    Во время подъема давления в газопроводе и при достижении в нем испытательного давления на прочность пребывание в зоне охраны кому-либо запрещается. Осмотр газопровода разрешается производить лишь после того, как испытательное давление будет снижено до рабочего. [c.556]

    Величина испытательного давления на плотность для газопроводов низкого давления (до 1 кгс см ) должна приниматься  [c.556]

    Рабочее давление в газопроводе. кгс/слз Испытательное давление на плотность кгс/сж2 [c.556]

    Условный проход газопровода, мм Предельное испытательное давленне, кГ/см Наибольшая длина учаока. м  [c.288]

    При приемке в эксплуатацию газопроводы ГРС общего назначения должны испытываться на прочность и плотность. Испытание на прочность производят давлением, равным 1,25 максимального рабочего давленйя газа. Под испытательным давлением газопроводы выдерживают не менее 1 ч, затем снижают давление до рабочего и производят осмотр газопроводов с обмыливанием всех соединений и арматуры. [c.46]

    Подземные участки газопроводов испытывают на прочность после присцпки его грунтом на 20—25 см, причем стыки газопровода не должны еще быть изолированы и засыпаны грунтом. Испытанию на плотность такие участки подвергают после полной их засыпки до проектной отметки. Перед началом испытания газопровод выдерживают под испытательным давлением до тех пор, пока его температура не сравняется с температурой грунта. Продолжительность испытания газопровода на плотность не менее 24 ч. [c.24]

    Величина пробного испытательного давления каждого газопровода указывается в рабочих чертежах и должна составлять Рк=1,5Р, но не менее 0,2МПа При рабочих давлениях 0,1—0,5 МПа, а также для газопроводов, работающих при температуре стенки выше 4-400 °С, независимо от давления. [c.243]

    Испытательное давление газопроводов промышленных и ком211унальных предприятий [c.79]

    Для газопроводов с рабочим давлением выше 1 кгс1см до 800 кгс/см величина испытательного давления на плотность должна приниматься равной рабочему давлению. [c.556]

---

Постановление Администрации г. Челябинска № 220-п от 20.07.2021

АДМИНИСТРАЦИЯ ГОРОДА ЧЕЛЯБИНСКА
ПОСТАНОВЛЕНИЕ

 

20.07.2021                                                                                                                  № 220-п

 

Об утверждении документации по планировке
территории (проект планировки территории
с проектом межевания территории) для размещения
линейного объекта «Газопровод d=530 мм рабочим
давлением 1,2 МПа», расположенного на территории,
прилегающей к полосе отвода железной дороги ОАО «РЖД»
(в районе земельного участка с кадастровым
номером 74:36:0210005:21), в Тракторозаводском районе
города Челябинска

 

            В соответствии с Градостроительным кодексом Российской Федерации, Федеральным законом от 06.10.2003 № 131-ФЗ «Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации», постановлением Правительства Российской Федерации от 19.11.2014 № 1221 «Об утверждении Правил присвоения, изменения и аннулирования адресов», решением Челябинской городской Думы от  27.08.2013 № 44/17 «Об  утверждении Положения об организации и проведении публичных слушаний по вопросам землепользования и застройки города Челябинска», постановлением Главы города Челябинска от 01.06.2021 № 153-п «О проведении публичных слушаний по рассмотрению документации по планировке территории (проект планировки территории с проектом межевания территории) для размещения линейного объекта «Газопровод d=530 мм рабочим давлением 1,2 МПа», расположенного на территории прилегающей к полосе отвода железной дороги ОАО «РЖД» (в районе земельного участка с кадастровым номером 74:36:0210005:21), в Тракторозаводском районе города Челябинска», распоряжением Администрации города Челябинска от  03.03.2021 №  2217 «О подготовке документации по планировке территории (проект планировки территории с проектом межевания территории) для размещения линейного объекта «Газопровод d=530 мм рабочим давлением 1,2 МПа», расположенного на территории, прилегающей к полосе отвода железной дороги ОАО «РЖД» (в районе земельного участка с кадастровым номером 74:36:0210005:21), в Тракторозаводском районе города Челябинска», протоколом проведения собрания участников публичных слушаний от 08.07.2021 № 9, заключением о результатах публичных слушаний от  12.07.2021

 

ПОСТАНОВЛЯЮ:

 

            1. Утвердить документацию по планировке территории (проект планировки территории с проектом межевания территории) для размещения линейного объекта «Газопровод d=530 мм рабочим давлением 1,2 МПа», расположенного на территории, прилегающей к полосе отвода железной дороги ОАО «РЖД» (в районе земельного участка с кадастровым номером 74:36:0210005:21), в Тракторозаводском районе города Челябинска (далее – документация по планировке территории).

            2. Считать утвержденную документацию по планировке территории   основанием для дальнейшего архитектурно-строительного проектирования отдельных объектов капитального строительства.

            3. Управлению градостроительных разрешений Администрации города Челябинска (Кутепов  А. С.) после утверждения документации по планировке территории обеспечить присвоение адресов объектам адресации.

            4. Управлению организационной и контрольной работы Администрации города Челябинска (Воронина  С.  Н.) направить копии настоящего постановления и проекта межевания территории в филиал федерального государственного бюджетного учреждения «Федеральная кадастровая палата Федеральной службы государственной регистрации, кадастра и картографии» по Челябинской области в электронном виде с использованием сетей связи общего пользования.

            5. Управлению информационной политики Администрации города Челябинска (Сафонов  В.  А.) опубликовать настоящее постановление и утвержденную документацию по планировке территории в порядке, установленном для официального опубликования муниципальных правовых актов, и разместить настоящее постановление на официальном сайте Администрации города Челябинска в сети Интернет.

            6. Внести настоящее постановление в раздел 6 «Градостроительство» нормативной правовой базы местного самоуправления города Челябинска.

            7. Контроль за исполнением настоящего постановления оставляю за собой.

            8. Настоящее постановление вступает в силу после его официального опубликования в соответствии с законодательством Российской Федерации.

 

 

Глава города Челябинска                                                                                         Н. П. Котова

 

Разрыв 22 фута Exxon демонстрирует огромное рабочее давление нефтепроводов

Разрыв трубопровода ExxonMobil, по которому река с нефтью прошла через пригородный район Мэйфлауэр, штат Арканзас, теперь известна как 22 фута в длину и 2 дюйма в ширину. Это почти в четыре раза дольше, чем разрыв трубопровода длиной шесть футов, в результате которого в реку Каламазу в Мичигане в 2010 году было отправлено более миллиона галлонов канадского дилбита, что стало самой ужасной аварией такого рода в истории США.

Размер и скорость выброса через длинное отверстие, тонкое, как почтовая щель, проливают свет на то, насколько быстро аварии на нефтепроводах могут превращаться в катастрофы.29 марта, в полдень Страстной пятницы, из 65-летнего трубопровода без предупреждения вырвалось от 200 000 до 420 000 галлонов тяжелой нефти, что вызвало эвакуацию 22 домов в пригороде.

Немногие американцы осознают, какое давление необходимо для работы такого трубопровода, как Pegasus, по которому через четыре штата от Иллинойса до Техаса транспортируется более 90 000 баррелей нефти в день. Это почти четыре миллиона галлонов тяжелой нефти, перемещаемых на расстояние в 850 миль за один день.

Когда происходит разрыв, возникает такая большая сила, что большое количество масла может вылиться через разрыв за считанные минуты.

«Люди просто не понимают, насколько высоко эти вещи могут зайти», — сказал Ричард Купревич, президент консалтинговой фирмы Accufacts Inc. «Для обычного человека это просто экзотическое давление». Но если операторы трубопроводов ослабят бдительность, сказал он, трубопроводы «могут быть очень разрушительными».

Во время разрыва трубопровод работал при давлении 708 фунтов на квадратный дюйм (фунт-сила на квадратный дюйм манометра), что примерно на 14 процентов ниже его максимального рабочего давления в 820 фунтов на квадратный дюйм. Это более чем в два раза превышает давление пожарного шланга, который может распылять воду с 30 этажей в воздух.Но диаметр пожарного рукава составляет несколько дюймов, а ширина Pegasus — 20 дюймов.

Купревич сказал, что 708 фунтов на кв. Дюйм считается «умеренным» для линий передачи нефти. По его словам, некоторые трубопроводы могут работать при давлении чуть выше 1400 фунтов на кв. Дюйм, «что совершенно законно и технически разумно, если труба имеет высокую целостность».

Однако тот факт, что Pegasus разорвался при работе ниже максимального давления, «нехороший», сказал Купревич, потому что это означает, что что-то не так с управлением целостностью трубопровода.По его словам, трубопроводы должны быть безопасными, даже если они работают при давлении, немного превышающем максимальное рабочее, поэтому трубопровод Pegasus «вышел из строя с отрицательным запасом прочности».

Exxon заявляет, что остановила трубопровод в Арканзасе в течение 16 минут после обнаружения падения давления в трубопроводе, хотя остаются вопросы о том, как компания обнаружила это падение и когда.

Согласно предварительным данным Министерства транспорта США, Exxon закрыла два клапана, которые находились на расстоянии 18 миль друг от друга, чтобы изолировать разорвавшуюся секцию трубы.Если бы линия была заполнена, когда произошел разрыв, этот 18-мильный участок содержал бы более 1,5 миллиона галлонов нефти.

Exxon заявила, что в воскресенье начала работы по выемке поврежденной подземной трубы. Его отвезут в лабораторию, где ученые попытаются определить точную причину разрыва.

В приказе о корректирующих действиях Министерства транспорта говорится, что Exxon будет использовать «запорные клапаны» для помощи при раскопках. По словам Купревича, процесс включает в себя разрезание трубопровода и установку диска на расстоянии нескольких футов от любого конца места разрыва, чтобы изолировать отказавший сегмент.Он добавил, что из-за того, что диаметр трубопровода составляет 20 дюймов, необходимое оборудование довольно большое и тяжелое, поэтому процесс может занять некоторое время.

Купревич описал слезу как маленькое отверстие «рыбьего рта», которое шире в середине и сужается на концах.

Открытие рта рыбы — это «классический отпечаток пальца» «типичного разрыва трубопровода с жидкостью», — сказал он. Это исключает возможность того, что разрыв был вызван повреждением третьей стороны, например, строительными работами.

«Теперь требуется лабораторный анализ металла, чтобы определить, где в изготовленном сварном шве произошел отказ и почему», — сказал он в электронном письме.Разрывы во рту рыбы «обычно связаны с трещинами», которые возникают в трубопроводах по разным причинам.

Купревич сказал, что размер слезы не был необычным.

«Я видел более длительные и обширные отказы на определенных производственных швах или рядом с ними», — сказал он. «Раскрытие является функцией механики разрушения и зависит от множества факторов».

Трещины и трещиноподобные дефекты стали причиной аварии на трубопроводе в 2010 году в Мичигане на 30-дюймовом трубопроводе, принадлежащем Enbridge Inc.Разрыв был около шести с половиной футов в длину и пяти дюймов в ширину в самом большом месте. В ходе расследования этого разлива Национальный совет по безопасности на транспорте установил, что Enbridge — компания, которой принадлежал трубопровод — не смогла устранить дефекты, обнаруженные за годы до аварии.

Разлив в Арканзасе привлек новое внимание к проекту Keystone XL, широко обсуждаемому 36-дюймовому трубопроводу, который будет транспортировать разбавленный битум из Альберты, Канада, в Стил-Сити, Небраска. Если это будет одобрено администрацией Обамы, северный сегмент Keystone пересечет водоносный горизонт Огаллала, важный источник воды для равнинных штатов.Он будет перевозить до 830 000 баррелей нефти в день, что почти в 10 раз превышает пропускную способность линии Pegasus, и будет работать при максимальном давлении 1308 фунтов на квадратный дюйм.

Трубопроводы, по которым транспортируется дилбит, обычно работают при более высоком давлении, чем трубопроводы, по которым транспортируется обычная нефть. Экологические группы говорят, что это одна из нескольких причин, по которым дилбит более легко разъедает трубопроводы, чем обычная сырая нефть, хотя нефтяная промышленность заявляет, что дилбит представляет собой не больший риск, чем другие виды нефти. Команда Национальной академии наук изучает этот вопрос, и ее отчет будет выпущен этим летом .

Репортер InsideClimate News Мария Галуччи внесла свой вклад в этот отчет.

Газопроводные системы и эксплуатация

Читатели требовали редакционных материалов, демонстрирующих основные знания, общие концепции и процессы, а также непрерывное образование в газоперерабатывающей промышленности, и компания Gas Processing & LNG откликнулась. Во второй части этой обучающей серии статей автор исследует основы газопроводных систем и эксплуатации.Следите за новыми статьями «Назад к основам» в следующих выпусках журнала Gas Processing & LNG.

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

В 1859 году американский бизнесмен Эдвин «полковник» Дрейк пробурил скважину для добычи нефти и попутного газа недалеко от Титусвилля в Пенсильвании.Газ доставлялся в Титусвилл по трубопроводу длиной 2 дюйма и 9 км, в основном для освещения. Дрейк доказал, что природный газ можно безопасно и легко транспортировать от источника к рынку, проложив путь для развития газовой промышленности.

Сегодня общая протяженность трубопроводов составляет 2,76 млн км в более чем 120 странах мира. Только в 2019 году было завершено строительство трубопроводов общей протяженностью 7830 км, или около одной пятой окружности Земли. Эти цифры красноречиво говорят о важности трубопроводных систем в газовой промышленности.

Эта статья дает представление о составных элементах трубопроводных систем. В нем также излагаются технические вопросы, связанные с сектором транспортировки и распределения природного газа, и то, как обрабатываются сезонные колебания спроса.

Магистральные и распределительные сети. Трубопроводные системы — это сложные инфраструктуры, соединяющие источники энергии с конечными пользователями, которые обычно расположены далеко от точек доставки. Пункты доставки обычно соответствуют узлам учета на производственных объектах, где природный газ передается от производителя к отправителю, или узлам учета на границах стран-импортеров.

Транспортная система содержит передающие сети или магистральные линии вместе с распределительной сетью. Магистральный трубопровод представляет собой трубу высокого давления (40–80 бар изб. Для береговых сооружений, до 200 бар изб. Для некоторых морских применений) и трубы большого диаметра (20–48 дюймов), проходящие на большие расстояния, часто по трансграничным маршрутам. . Он предназначен для обработки больших объемов газа, поступающего из нескольких точек входа (системы сбора, центральные технологические объекты и другие точки приема). Как правило, точки выхода из сети передачи ограничены боковыми линиями для подключения к региональным (внутригосударственным) сетям, инфраструктурам хранения и ключевым зонам потребителей.

Распределительные сети предназначены для обслуживания рынков. В целом, эту часть системы можно отнести к категории региональной распределительной системы, работающей при пониженном давлении (20–40 бар изб.) Для подачи газа промышленным потребителям, электростанциям и местным распределительным компаниям. Он получает газ от магистральных трубопроводов 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 распределительными компаниями, чтобы удовлетворить потребности конечных пользователей.Например, газ поставляется бытовым потребителям под давлением от 20 до 40 мбар.

Природный газ не имеет цвета и запаха. Чтобы сделать утечки легко обнаруживаемыми и снизить риски токсичности и взрыва, в природный газ в местной системе распределения добавляется ароматизирующий состав. Трет-бутилмеркаптан является наиболее часто используемым одорирующим веществом; 10 мг / см ³ будет достаточно.

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

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.Счет за электроэнергию для транспортировки природного газа является важным элементом финансовой отчетности транспортной компании.

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

Рис.1. Общее устройство трубопроводной системы.

Трубопроводные системы для транспортировки природного газа изготовлены из углеродистой стали, обладающей высоким пределом текучести и пределом прочности. Класс API 5L X65 и выше является наиболее популярным материалом из углеродистой стали, используемой для трубопроводов высокого давления. Для морских применений в основном используется класс L450 по API 5L. Распределительные системы были построены из множества различных материалов, включая чугун, сталь, медь и пластмассовые трубы.Пластиковые трубы сегодня широко используются в газораспределительных системах.

Диспетчерские центры. Пункты входа, доставки и выхода (включая входящие / исходящие потоки систем хранения), компрессорные станции и работы по техническому обслуживанию должны тщательно координироваться, контролироваться и контролироваться, чтобы гарантировать безопасную и эффективную работу и сбалансировать фактический спрос. Значительные колебания спроса наблюдаются в течение дня и недель, а также по сезонам.

Эта деятельность осуществляется через диспетчерские центры, в основе которых лежат телеметрические сети, системы удаленной передачи данных и централизованные системы мониторинга, наблюдения и контроля сбора данных.Ядром диспетчерского центра является сложная программная система диспетчерского управления и сбора данных, или SCADA. Система SCADA способна обрабатывать сотни тысяч данных, поступающих из множества измерений в режиме реального времени.

Основы проектирования трубопроводов. Новый рынок природного газа формируется из-за ограниченной клиентской базы. Трубопровод должен быть спроектирован с учетом динамики обслуживаемых рынков. Это потребует оптимального сочетания диаметров трубопроводов, станций сжатия и расстояний до них с учетом желаемой гибкости и расширяемости.

Для данного диаметра и длины трубопровода транспортные расходы снижаются с увеличением пропускной способности, поскольку отношение капитальных затрат к пропускной способности уменьшается быстрее, чем возрастают затраты на сжатие, как показано на рис. 2. По мере того, как пропускная способность продолжает расти, наклон кривой уменьшается. из-за более чем пропорционального увеличения стоимости сжатия, которое становится преобладающим справа от оптимальной точки.

Трубы разного диаметра имеют разные профили стоимости; поэтому транспортные операторы должны выбрать оптимальную конфигурацию трубопроводов с учетом прогнозируемого развития рынка.

Рис. 2 также показывает, что трубопроводы могут принести значительную экономию на масштабе: оптимальная точка уменьшается с увеличением диаметра трубы. По этой причине общепринято строить трубопроводную систему с большим диаметром трубы, чем требовалось изначально, но с ограничением мощности компрессора в соответствии с текущими потребностями. Новые компрессоры могут быть добавлены позже, когда возрастет потребность в транспортных мощностях.

Рис.2. Инвестиционная стоимость по сравнению с пропускной способностью трубопровода.

Когда рынок выходит за рамки оптимальной мощности, транспортные операторы сначала пытаются удовлетворить дополнительный спрос, увеличивая давление нагнетания существующего компрессора, прежде чем вкладывать средства в расширение. Однако этот подход допускает ограниченное «пространство для маневра», поскольку поток увеличивается только пропорционально квадратному корню из падения давления вдоль линии, в то время как потребление энергии компрессорами увеличивается более чем пропорционально.После извлечения максимальной дополнительной мощности из существующей конфигурации трубопроводов, новый рыночный спрос может быть удовлетворен путем чередования кольцевания существующей линии с добавлением новых компрессорных станций.

Зацикливание — это когда один трубопровод проложен параллельно между двумя компрессорными станциями, образуя две линии из одной, как показано на Рис. 3 . Для заданной производительности перепад давления между двумя последовательными станциями замкнутой системы составляет одну четвертую по сравнению с одиночной линией.Компрессионная станция справа от петлевой секции может поднять давление до значения, соответствующего увеличенной производительности, при сохранении желаемого давления в точке выхода. Петлевой подход позволяет увеличить пропускную способность трубопроводной системы.

Рис. 3. Обводка трубопровода.

Расстояние между двумя компрессорными станциями составляет 100–200 км. Петлевые трубы могут увеличивать расстояние между компрессорными станциями.Иногда замораживание используется для создания емкости для хранения, где природный газ может быть упакован в трубопровод, чтобы увеличить поставки местным потребителям в периоды пиковой нагрузки. Помимо регулирования давления нагнетания и создания петель, еще одним вариантом увеличения пропускной способности трубопровода является установка нового компрессорного оборудования.

Подводные трубопроводы. При разведке и добыче газа на шельфе подводные трубопроводы используются для соединения платформ с материком. Эти трубопроводы обычно изготавливаются из композитных 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 окутана многослойным полиэтиленовым покрытием для защиты от коррозии. В конечном итоге навес из бетонного материала обеспечит фундаментальную устойчивость и защиту от внешних воздействий.

Коммерческие трубы соединяются горизонтально на палубе судна и скользят по дну в традиционной S-образной форме.Затем их переставляют горизонтально на морском дне. Наклонный участок трубы между морским дном и трубоукладочным судном должен быть достаточно длинным, чтобы избежать изгибающего напряжения сборки.

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

Примечание: Для небольших расстояний компрессорной станции на производственной платформе достаточно для доставки газа на береговую компрессорную станцию.На большие расстояния компрессорное оборудование необходимо устанавливать на стояках, что требует значительного удорожания.

В качестве альтернативы, транспортировка природного газа на большие расстояния без промежуточных компрессорных станций может быть достигнута за счет повышения давления в трубопроводе. Трубопровод Nord Stream пересекает Балтийское море от Выборга, Россия, до Грайфсвальда, Германия, протяженностью 1224 км без промежуточных стояков. В условиях эксплуатации трубопровода температура газа падает внутри оболочки образования гидратов и пробок «сырого газа».”

Образование пробок / гидрата может нанести ущерб целостности трубопроводной системы; поэтому перед подачей природного газа в трубопровод его необходимо обработать так, чтобы в трубопроводе не могли образоваться куски жидкости или гидраты. На рис. 4 показаны специальные газоперерабатывающие установки, предназначенные для подводной транспортировки газа без промежуточной рекомпрессии.

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

Узлы природного газа. Хабы — важные инструменты для развития товарного рынка. Это места, физические или виртуальные, где можно свободно торговать природным газом и поставлять его через рыночный механизм, требующий разнообразных источников поставки газа (включая внутреннюю добычу, импорт трубопроводов и отгрузку СПГ за границу), хранилищ и сильной потребительской базы среди конкурирующих компаний. покупательский интерес.

В идеале, лучшие физические места для размещения концентратора — это точки схождения различных трубопроводных систем. Объединив эти системы, можно перемещать природный газ из районов поставки и экспортировать на основные рынки потребления. На открытых рынках регулирование играет ключевую роль в разрешении отечественным и иностранным участникам торговли и свободного доступа к трубопроводам и хранилищам.

Хенри Хаб — один из самых известных хабов. Расположенный в Эрате, штат Луизиана, Henry Hub соединяет между собой девять межгосударственных и четыре внутригосударственных трубопроводных системы, а также имеет возможность подключения к хранилищам газа.

Управление сезонностью. Среди ископаемых видов топлива природный газ отличается заметными сезонными колебаниями спроса. Почасовые, еженедельные, ежемесячные и сезонные колебания потребления являются результатом сочетания отраслевых видов использования. Промышленность, электроэнергетика, сельское хозяйство, транспорт и жилищный сектор используют природный газ для своей работы. Тем не менее, каждый сектор имеет разнообразный профиль потребления.

Рис. 5 показывает профили спроса для различных секторов в Италии, стране с умеренным климатом на юге Европы.Как можно видеть, промышленный сектор имеет почти плоский профиль, который имеет тенденцию сглаживать общий цикл наряду с производством электроэнергии. Однако ежедневные колебания выработки электроэнергии увеличиваются вследствие роста использования возобновляемых источников энергии. Предложение возобновляемой энергии подвержено резким и непредсказуемым колебаниям, в результате чего газовые турбины для выработки электроэнергии должны питаться природным газом, чтобы заполнить разрыв между спросом и предложением.

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

В жилом секторе месячные пики спроса в три раза превышают минимальные. Рис. 5 показывает, что спрос значительно увеличивается 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.

Предложение же, напротив, почти ровное.Это по техническим и экономическим причинам. В резервуарах газ должен диффундировать через пористость субстрата; поэтому значительные колебания в добыче газа могут нарушить добычу. Не имеет экономического смысла проектировать трубопровод для максимальной мощности, рассчитанный всего на несколько месяцев в году; поэтому для профиля подачи можно сделать лишь ограниченный допуск, как показано синей линией на рис. 5 , рис. 5 .

Несбалансированность спроса и предложения может быть устранена с помощью складских помещений в подземных геологических формациях.Эти буферы можно разделить на три типа:

• Объекты подземного хранения газа (ПХГ), включая истощенные резервуары, водоносные горизонты и соляные полости
• Емкости для хранения СПГ
• Линейные пакеты.

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

Право собственности на буферы принадлежит транспортным компаниям, поскольку нормативные акты обычно не предусматривают выделение хранилищ из других активов в цепочке поставок природного газа. Как правило, эти объекты расположены рядом с потребительскими районами.

Природный газ, хранящийся под давлением около 150 бар изб. В ПХГ, включает рабочий газ и буферный газ, как показано в Рис. 6 . Первый — это газ, который можно добывать из хранилищ для удовлетворения спроса.Рабочий газ составляет около 50% от общего количества (или 70% в случае соляных пещер). Амортизирующий газ обеспечивает тягу, необходимую в фазе подачи. Этот газ невозможно извлечь из хранилища без нарушения работы объекта.

Рис. 6. Иллюстрация подземного хранилища газа.

Зимой, когда спрос на природный газ резко возрастает, объем, необходимый для компенсации дополнительного потребления, обеспечивается рабочим газом.С весны до осени поступающий из магистральных трубопроводов газ сжимается и закачивается в хранилище. Таким образом обеспечивается баланс спроса и предложения.

Соляные пещеры вырезаны из геологических образований в результате процесса выщелачивания, который может длиться до 4 лет. Среди ПХГ соляные пещеры — самые дорогие сооружения; однако их способность к быстрой смене циклов (оборачиваемость запасов) в сочетании с реагированием на ежедневные (и даже ежечасные) изменения потребностей клиентов снижает годовые затраты на 1 000 м ³ закачиваемых и отводимых запасов газа.Возможность оборачиваемости запасов делает соляные каверны подходящим инструментом для снятия пиков, что оправдывает их высокие инвестиционные затраты.

Это описание относится к обычному использованию UGS. Однако площадки ПХГ могут также использоваться в качестве стратегических резервов для решения непредсказуемых событий, таких как не по сезону холодные зимы или перебои в потоках из-за непредвиденных происшествий, саботажа или геополитических споров. Эта функция ПХГ имеет первостепенное значение для тех стран / государств, в которых импорт природного газа составляет постоянную долю потребления газа.Как правило, этот рабочий газ нельзя добывать без разрешения правительства.

ПХГ также используются в спекулятивных целях. Если инвесторы ожидают роста цен в будущем, они могут купить желаемый объем природного газа на рынке, хранить его в ПХГ и перепродать, когда цена вырастет до или выше ожидаемой стоимости. Разница между продажной ценой и суммой покупной цены 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 удовлетворить краткосрочный пиковый спрос и колеблющийся спрос, которые могут происходить ежедневно или даже ежечасно. В этих случаях другие источники, используемые для пополнения запасов, — это линейная насадка и хранилище СПГ.

Метод линейной упаковки использует физический объем газа, содержащийся в трубопроводах. При давлении 80–100 бар в магистральном трубопроводе диаметром 40 дюймов и протяженностью 1000 км находится примерно 60 млн. М ³ –100 млн. М ³ . Вариации рабочего давления в трубопроводе на несколько бар обеспечивают модуляцию — ограниченную несколькими десятками ммм ³ — и гибкость подачи.Эту гибкость можно использовать для удовлетворения мгновенных колебаний спроса.

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

Капиллярное распространение магистральных трубопроводов и распределительных сетей, их взаимосвязь через узлы, своевременная координация точек входа, большое количество точек доставки и безопасность, предлагаемая ПХГ, делают поставки природного газа на конечные рынки безопасными и надежными. GP

Лоренцо Микуччи — старший директор Siirtec Nigi SpA. Он имеет более чем 30-летний опыт работы в машиностроительной и подрядной отраслях, большая часть из которых была потрачена в секторе природного газа. В 2001 году он присоединился к Siirtec Nigi в Милане, где руководил отделом технологического проектирования и эксплуатации, а также отделом исследований и разработок. За время работы в качестве руководителя отдела исследований и разработок Siirtec Nigi было выдано три патента, два из которых были реализованы в промышленных масштабах.В настоящее время он является старшим директором департаментов технологий и маркетинга. Г-н Микуччи также работал в Saipem (Снампроджетти) в качестве проектировщика заводов с комбинированным циклом комплексной газификации и GTL. Он имеет степень магистра химического машиностроения в Болонском университете в Италии и внесен в Реестр Миланского ордена инженеров в качестве квалифицированного инженера.

В чем разница между типами газопроводов?

На природный газ приходится почти четверть энергии, потребляемой в Соединенных Штатах, и 33 штата производят его в промышленных количествах.У компании более 68 миллионов жилых и пяти миллионов бизнес-клиентов в США, которые получают природный газ по трубопроводам протяженностью 2,6 миллиона миль. Газопроводы классифицируются по-разному, в зависимости от их пропускной способности, назначения и юрисдикции. Например, эти трубопроводы можно классифицировать как линии сбора, передачи и распределения, которые определяют не только то, как они используются, но и то, как они регулируются. Любой, кто связан с газопроводами, должен понимать иногда тонкие различия между этими классификациями трубопроводов.

Линии сбора

Линии сбора транспортируют газ от производственного объекта, такого как устье скважины, к линии передачи, также известной как магистраль. Диаметр этих труб колеблется от двух до восьми дюймов, что относительно мало. Линии сбора могут быть такими узкими, потому что они обычно используют полевые компрессоры для создания давления, которое перемещает газ по трубопроводу. В этих устройствах используется турбина или двигатель внутреннего сгорания, который обычно приводится в действие небольшой частью транспортируемого газа.

Некоторые системы сбора включают оборудование для обработки, которое выполняет дополнительные функции, такие как удаление примесей. Такие вещества, как вода, диоксид углерода и сера, могут вызывать коррозию труб, в то время как инертные газы, такие как гелий, снижают энергетическую ценность природного газа. Эти примеси часто используются в таких областях, как химическое сырье.

Линии передачи

Природный газ перемещается из системы сбора в систему передачи, которая транспортирует газ на большие расстояния. Диаметр этих труб обычно составляет от 6 до 48 дюймов, а давление составляет от 200 до 1500 фунтов на квадратный дюйм (фунт / кв. Дюйм), в зависимости от метода производства.Эти высокие давления необходимы для транспортировки газа из регионов добычи в местные распределительные компании (НРС), которые могут находиться на расстоянии в тысячи миль.

Трансмиссионные трубопроводы обычно рассчитаны на работу с гораздо большим давлением, чем когда-либо потребуется в качестве меры безопасности. Например, трубопроводы в населенных пунктах обычно не работают при более чем половине расчетного предельного давления. Более того, многие из этих конвейеров являются замкнутыми, что означает, что между одним и тем же источником и пунктом назначения проходит более одного линейного конвейера.Эта избыточность увеличивает максимальную пропускную способность магистрального трубопровода, которая может потребоваться в периоды пикового спроса.

Распределительные линии

Газ в магистральном трубопроводе обычно проходит через затворную станцию, когда попадает в местное газовое предприятие. Затворная станция снижает давление в линии до уровня распределения, который составляет от 0,25 до 200 фунтов на квадратный дюйм. Эта установка также вводит одорант в природный газ, который обычно не имеет запаха. Одорант придает газу кисловатый запах, который потребители могут обнаружить в небольших количествах в качестве меры безопасности.Затворная станция также измеряет расход газа, чтобы определить количество, полученное газовым коммунальным предприятием.

Затем газ перемещается от запорной станции к распределительной линии, диаметр которой обычно составляет от 2 до 24 дюймов. В распределительных линиях обычно есть секции, которые работают при разном давлении, которое регулируется регуляторами. Размер трубы и давление обычно уменьшаются по мере приближения распределительной линии к заказчику.

Операторы в центре управления газовой компанией непрерывно контролируют расход и давление газа в различных точках, чтобы гарантировать, что газ достигает потребителей с достаточным расходом и давлением для работы оборудования.Они также должны гарантировать, что давление остается ниже установленных пределов в целях безопасности. Близость распределительных линий к потребителям обычно ограничивает их давление до 20 процентов от проектного максимума.

Регуляторы регулируют поток газа через распределительную систему. Они откроются для увеличения потока газа, когда давление в секции упадет ниже указанной уставки, и закроются, когда давление поднимется выше другой уставки. Распределительные трубопроводы также имеют предохранительные клапаны, которые могут выпускать газ в атмосферу в качестве дополнительной меры безопасности, чтобы предотвратить разрыв труб.

Современные газораспределительные системы используют программное обеспечение для оценки своей мощности и обеспечения того, чтобы потребители получали газ с давлением выше минимального, необходимого для модернизации оборудования. Эти линии также соединены между собой в виде сетки с рядом запорных клапанов, которые сводят к минимуму перебои в обслуживании во время технического обслуживания и аварийных ситуаций.

Строительство

Безопасность является важным фактором при строительстве газопроводов из-за давления, которое они должны выдерживать, и последствий разрыва трубопровода.Линии распределения соответствуют самым высоким стандартам строительства из-за их близости к людям. Трубы необходимо проверять на соответствие государственным и отраслевым стандартам безопасности. Сборные и транспортировочные трубопроводы специально спроектированы для их предполагаемой роли в газопроводе, хотя оба они, как правило, изготавливаются из проката из высокоуглеродистой стали. Длина каждого сегмента трубы обычно составляет от 40 до 80 футов. Диаметр и толщина сильно зависят от таких факторов, как преобладающие почвенные условия, география и плотность населения.

Распределительные трубопроводы изначально были из чугуна, который с возрастом становится хрупким. Сталь по-прежнему является обычным материалом для старых трубопроводов, хотя новые трубопроводы все чаще изготавливаются из высокопрочного пластика или композитных материалов. Старые распределительные трубы могут быть изготовлены из пластика Aldyl-A, который особенно подвержен хрупкости. Национальный совет по безопасности на транспорте рекомендовал замену распределительных трубопроводов из этого типа пластика.

Трубопроводы подвержены постоянным напряжениям, которые могут вызвать их разрушение. Движение грунта из-за циклов замерзания / оттаивания является основной причиной этих напряжений, которые обычно называют морозным пучением. В некоторых штатах требуется инспекция трубопроводов в зимний период, позволяющая отремонтировать их до того, как они разорвутся.

Установка

Исторически сложилось так, что трубопроводы прокладывались с открытыми траншеями, что до сих пор является наиболее распространенным методом сбора и передачи труб.Распределительные линии с большей вероятностью будут проложены бестраншейными методами, такими как бурение и горизонтально-направленное бурение (ГНБ), поскольку они вызывают меньшее нарушение окружающей среды. Растачивание особенно распространено для распределительных трубопроводов в городских условиях из-за его полезности при пересечении дорог.

Бестраншейные методы представляют больший риск повреждения существующих коммуникаций, поскольку они предполагают бурение и бурение, а не копание открытым способом. Металлические линии относительно легко обнаружить с помощью оборудования для обнаружения металлов, но канализационные трубы из глины и пластика требуют обнаружения менее надежными ультразвуковыми технологиями.Кроме того, поврежденные канализационные трубы могут оставаться незамеченными, пока домовладелец не заметит забитый канализационный коллектор. Наибольший риск возникновения поперечного отверстия заключается в том, что сантехники часто используют приводной шнек для очистки засоренной канализационной линии, которая может нарушить газопровод.

Федеральные правила обычно требуют, чтобы все линии электропередачи и некоторые линии сбора были проложены под землей на глубине не менее 30 дюймов в сельской местности и не менее 36 дюймов в густонаселенных районах. Дороги и железнодорожные переезды также требуют, чтобы эти линии были заглублены на глубину не менее 36 дюймов.Минимальная глубина для водных переходов может варьироваться от 18 до 48 дюймов, в зависимости от состава почвы или породы. Линии распределения обычно должны быть заглублены на глубину не менее 24 дюймов, хотя минимальная глубина снижается до 18 дюймов вдоль дорог и 12 дюймов на частной собственности. Эти минимальные глубины применяются только при установке и не требуют поддержания в течение долгого времени.

Underground Services, Inc. — одна из старейших компаний в Соединенных Штатах, предлагающих полный комплекс услуг по подземному инженерному строительству (SUE).Свяжитесь с нами сегодня по телефону (610) 738-8762 или запросите расценки онлайн, чтобы узнать, как мы можем помочь вам с вашим строительным проектом.

Максимальное рабочее давление — обзор

12.10.1 Резервуары для хранения

•

Код конструкции

1.

110% от максимального рабочего давления;

2.

максимальное рабочее давление плюс 170 кПа (1,7 кг / см ² ).

Расчетное давление, используемое для дна сосуда, должно быть таким, как указано выше, для верха сосуда плюс статический напор содержимого.

•

Расчетный вакуум

Конструкция резервуара для хранения сжиженного нефтяного газа должна учитывать влияние вакуума. Если сосуд для сжиженного нефтяного газа не предназначен для полного вакуума, некоторые альтернативы в порядке предпочтения следующие:

1.

Конструкция для частичного вакуума с вакуумным предохранительным клапаном и подключением к надежному источнику инертного газа. . Эта альтернатива требует средств отвода инертного газа, который поступил в резервуар для хранения после того, как он больше не требуется для поддержания давления.

2.

Конструкция для частичного вакуума с вакуумным предохранительным клапаном и подключением к надежной подаче углеводородного газа. Эта альтернатива может снизить качество продукта.

3.

Конструкция для частичного вакуума с клапаном сброса вакуума, который пропускает воздух в емкость. Эта альтернатива представляет опасность со стороны воздуха в емкости для хранения сжиженного нефтяного газа, и эта опасность должна быть учтена при проектировании.

•

Расчетная температура

Необходимо указать как минимальную, так и максимальную расчетную температуру.При определении максимальной расчетной температуры следует учитывать такие факторы, как температура окружающей среды, солнечная энергия и температура истощения продукта. При определении минимальной расчетной температуры следует учитывать факторы, указанные в предыдущем предложении, плюс температуру автоохлаждения хранимого продукта, когда он достигает атмосферного давления.

•

Линия наполнения и слива

Только одна производственная линия должна быть подключена к дну сосуда, и эта линия должна использоваться для наполнения, слива и слива.Однако эксплуатационные соображения могут диктовать использование отдельной линии розлива, подключаемой сверху.

Для обеспечения полного опорожнения резервуара соединение нижней линии с резервуаром должно выполняться заподлицо с внутренней частью резервуара.

Подсоединяемые сверху линии наполнения и пара должны быть снабжены отказоустойчивым запорным клапаном с дистанционным управлением, если линия простирается ниже максимального уровня жидкости; в противном случае можно использовать запорный клапан плюс обратный клапан или клапан избыточного потока.

Линия продукта, соединенная с дном резервуара, должна быть снабжена одним из следующих компонентов:

1.

Отказоустойчивый запорный клапан с дистанционным управлением, расположенный на стороне коллектора сепаратора. стенка между коллектором и сосудом. Эта линия должна иметь минимальный размер номинального диаметра (DN) 100 и должна быть из Schedule 80 для размера DN 100 и Schedule 40 для DN 150 и больше. Между клапаном с дистанционным управлением и разделительной стенкой коллектора должен быть предусмотрен ручной пожарный клапан, если это считается необходимым.

2.

Отказоустойчивый клапан с дистанционным управлением, установленный внутри резервуара. При проектировании следует учитывать возможность / осуществимость опорожнения емкости в случае неисправности клапана с дистанционным управлением. Если это будет сочтено необходимым, байпасная линия, соединенная с сосудом, должна быть снабжена запорным клапаном и должна быть заглушена.

Конструкция сосуда должна соответствовать требованиям Раздела 12.8 Кодекса ASME по котлам и сосудам высокого давления (обычно называемого Кодексом ASME), Раздел 1 или 2.

Если не указаны полные правила и требования к конструкции для какой-либо конкретной конструкции, производитель, при условии одобрения компании, должен предоставить конструкцию, настолько безопасную, насколько это предусмотрено в действующем в настоящее время кодексе ASME, приведенном выше.

•

Расчетное давление

Предполагается, что максимальное рабочее давление в верхней части сосуда эквивалентно давлению паров обрабатываемого продукта при максимальной температуре, которую может достигнуть содержимое сосуда. при длительном воздействии солнечного излучения на сосуд («расчетная температура»).

Расчетное давление, используемое для верхней части сосуда, должно быть равным большему из:

1.

110% от максимального рабочего давления;

2.

максимальное рабочее давление плюс 170 кПа (1,7 кг / см ² ).

Расчетное давление, используемое для дна сосуда, должно соответствовать указанному выше для верха сосуда плюс статический напор содержимого.

•

Забор воды

Вода может накапливаться при определенных условиях в резервуарах для хранения сжиженного нефтяного газа и должна быть удалена из соображений качества продукта.Кроме того, в морозном климате образование льда в нижних соединениях может привести к разрыву трубопроводов и значительным выбросам сжиженного нефтяного газа. Таким образом, должны быть предусмотрены средства и процедуры для безопасного водозабора.

Учитывая потенциальный риск, связанный с неправильным обращением с удалением воды, следует подготовить подробную письменную процедуру и неукоснительно ее соблюдать. Процедуру, описанную в стандарте API 2510 в пунктах с 3.4.4.1 по 3.4.4.3, рекомендуется учитывать в течение всего процесса удаления воды.

•

Предохранительные / предохранительные клапаны

Резервуары для хранения сжиженного нефтяного газа должны быть надлежащим образом защищены предохранительными / предохранительными клапанами, непосредственно подключенными к паровому пространству сосуда. Предохранительные / предохранительные клапаны должны быть предусмотрены для защиты от:

1.

избыточного давления из-за ненормальных условий эксплуатации, например, переполнения, высоких температур выбега или высокой температуры из-за солнечного излучения;

2.

Повышенное давление из-за воздействия огня.

Следует рассмотреть возможность установки запасного предохранительного / предохранительного клапана или соединения, например, для облегчения обслуживания / ремонта предохранительных / предохранительных клапанов.

Материалы, используемые для предохранительных / предохранительных клапанов, включая компоненты, например, пружины, тарелки клапана, должны подходить для использования с сжиженным нефтяным газом и для работы при низких температурах.

Клапаны сброса давления, установленные на резервуарах для хранения сжиженного нефтяного газа, должны быть спроектированы так, чтобы защищать резервуары во время воздействия огня.Следует учитывать другие причины избыточного давления в резервуаре, такие как переполнение и введение материала с более высоким давлением пара в общую систему трубопроводов.

Клапаны сброса давления должны быть спроектированы и рассчитаны в соответствии с Рекомендуемой практикой 520 API, Часть 1, и Рекомендуемой практикой 521 API.

Все положения по безопасности, указанные в кодексах, стандартах, руководствах по рекомендуемой практике и руководствах NFPA в Томе 2, Глава 6, и применимый к установке подпружиненного предохранительного клапана на резервуарах для хранения сжиженного нефтяного газа, должен рассматриваться в рамках требований проектирования технологического процесса.

Когда используется закрытая система сброса давления, все применимые точки API 2510 A в соответствии с параграфом 2.10.3 должны строго учитываться при проектировании системы. Система сброса атмосферного давления, если она предложена в проектной спецификации, требования API 2510 A в соответствии с параграфом 2.10.2 должны быть в основном приняты во внимание при проектировании такой системы.

Цистерны, которые могут быть повреждены внутренним вакуумом, должны быть оборудованы по крайней мере одним устройством для сброса вакуума, открывающимся при давлении не ниже расчетного давления частичного вакуума.

Когда используется закрытая внутренняя конструкция резервуара с внешней паронепроницаемой оболочкой, внешняя оболочка должна быть оборудована устройством или устройствами для сброса давления и вакуума.

•

Другие аксессуары резервуара для сжиженного нефтяного газа

Если требуются соединения для отбора проб, они должны быть установлены на трубопроводе резервуара, а не на резервуаре. Положения по отбору проб, приведенные в публикации API 2510A в соответствии с параграфом 3.5, должны учитываться в рамках требований проектирования процесса.

•

Вспомогательное оборудование и запорные клапаны

Вспомогательное оборудование и запорные клапаны должны быть спроектированы так, чтобы выдерживать экстремальное рабочее давление и температуру.

•

Устройство для измерения уровня жидкости

Каждая емкость для хранения без охлаждения должна быть оборудована устройством для измерения уровня жидкости утвержденной конструкции. Если устройство для измерения уровня жидкости является поплавковым устройством или устройством для измерения перепада давления, а резервуар не является охлаждаемым типом, резервуар также должен быть снабжен вспомогательным измерительным устройством, таким как неподвижная погружная трубка, скользящая трубка, поворотный манометр и т. Д. устройство.

Емкости для хранения сжиженного нефтяного газа-рефрижератора должны быть оборудованы устройством для измерения уровня жидкости утвержденной конструкции. Для рефрижераторных емкостей не требуется вспомогательное измерительное устройство. Однако вместо вспомогательного манометра рефрижераторные емкости, если они подвержены переполнению, должны быть оборудованы автоматическим устройством для прерывания наполнения цистерны при достижении максимального уровня наполнения.

Все другие требования безопасности, касающиеся измерения уровня жидкости, указанные в NFPA V.2, 31-69 согласно пунктам 4.4.3–4.4.6.

•

Удаление неконденсируемых газов

Неконденсирующиеся газы, включая воздух, могут поступать в резервуар для хранения сжиженного нефтяного газа различными способами, включая следующие:

1.

Растворенные или увлеченные газы от обработки, такой как подслащивание.

2.

Работа вакуумных выключателей.

3.

Утечка в системе в вакууме.

4.

Воздух или инертный газ в резервуаре, когда он введен в эксплуатацию.

5.

Линии возврата пара от грузовых автомобилей или железнодорожных вагонов, которые перед загрузкой содержат воздух или инертный газ.

Газы могут привести к срабатыванию предохранительного клапана, когда уровень жидкости впоследствии повышается, и неконденсирующиеся газы, таким образом, сжимаются.

Следует разработать критерии для периодической вентиляции сжатых неконденсируемых веществ, когда концентрация кислорода превышает заданное значение или когда давление в пространстве над паром превышает давление паров продукта на заданную величину.

Неконденсируемые продукты могут быть выпущены в воздух. Если правила требуют отвода воздуха в факельную систему, необходимо соблюдать осторожность, поскольку выпускаемый газ может содержать воздух. В этих случаях необходимо принять меры для предотвращения попадания горючей смеси в факел.

•

Дренажные устройства

Дренажное соединение должно быть предусмотрено на линии наполнения / слива на стороне коллектора первого запорного клапана (с ручным или дистанционным управлением).

Если в исключительных случаях невозможно избежать дренажного соединения на резервуаре для хранения, необходимо получить предварительное одобрение компании, чтобы согласовать приемлемый дизайн дренажной системы.

Выход дренажной линии, по которому может выделяться воспламеняющийся пар, должен быть выпущен в безопасном месте, то есть вдали от дорог, рабочих зон и т. Д.

В местах, где могут возникать условия замерзания, дренажные устройства должны быть адекватно прослежены и изолированы. Также может потребоваться изоляция и, возможно, отслеживание линии наполнения / слива.

Правила эксплуатации дренажа должны быть приведены в руководстве по эксплуатации или как инструкция к процедурам дренажа.

Защита от избыточного давления для систем распределения природного газа

Автор: Джон Дево, Бейкер Хьюз

Природный газ — широко распространенное топливо, которое используется как в промышленности, так и в жилищах, и является одним из немногих источников энергии, которые доставляются непосредственно в наши дома.Поскольку это также легковоспламеняющаяся, потенциально взрывоопасная жидкость, коммунальные предприятия и распределительные компании должны уделять приоритетное внимание безопасности и уделять особое внимание своим системам защиты для предотвращения несчастных случаев.

Как мы видели на недавних событиях, даже при наличии этих знаний и мер безопасности все еще возможно, что что-то пойдет не так.

Каждая система природного газа спроектирована и одобрена для максимально допустимого рабочего давления (MAOP). Устройства регулирования или контроля давления используются для поддержания давления в системе ниже этого максимального номинального значения.В системах бытового электроснабжения MAOP может быть чрезвычайно низким; часто всего несколько дюймов водяного столба (<1 фунт / кв. дюйм).

Такие системы низкого давления могут быть уязвимы даже для незначительных скачков давления и могут привести к серьезным последствиям. Вот почему оборудование или системы защиты от избыточного давления критически важны, чтобы гарантировать, что единственная точка отказа не может привести к превышению MAOP системы.

Системы подачи природного газа различаются по конструкции и давлению, и коммунальное предприятие или оператор должны выбрать соответствующие защитные устройства для своей системы в соответствии с федеральными правилами, нормами и стандартами проектирования компании.Ниже представлен базовый обзор распространенных сегодня методов защиты от избыточного давления.

Клапан сброса давления

Раньше предохранительные клапаны (PRV) были наиболее распространенным методом защиты газопроводов от избыточного давления. Когда предохранительные клапаны обнаруживают, что давление на выходе превышает заданное значение, они автоматически открываются, чтобы сбросить избыточное давление. Хотя этот метод хорошо зарекомендовал себя, он также имеет некоторые недостатки.

• Для обеспечения достаточной производительности для всех условий может потребоваться более одного предохранительного клапана, при этом каждый клапан настроен на немного разное установленное давление, так что они срабатывают последовательно в зависимости от уровня избыточного давления в системе.Это повышение давления при такой конструкции необходимо учитывать при определении безопасной работы и сброса давления.
• При сбросе давления эти клапаны не только громкие, но и выделяют легковоспламеняющиеся, вредные выбросы парниковых газов (90-95% метана) прямо в нашу атмосферу.

Предохранительные клапаны, используемые в этих системах, могут быть сбросными регуляторами (регуляторами противодавления), подпружиненными или пилотными, регулирующими клапанами, как правило, для систем с большей производительностью.

Наиболее распространенная система, используемая сегодня для станций регулирования природного газа, — это два регулятора с пилотным управлением или регулирующих клапанов, последовательно включенных, один из которых работает в качестве «рабочего», а другой установлен с немного более высоким заданным давлением в качестве «монитора». Это приводит к тому, что Worker является основным управляющим устройством, которое функционирует в нормальных условиях. Монитор будет оставаться открытым, если только он не обнаружит, что давление ниже по потоку превысило его более высокое установленное давление, и в это время он начнет закрываться и регулировать давление на своем более высоком значении.Это создает резервную систему, которая статистически снижает риск полного отказа на 400%.

Эта система может быть сконструирована с использованием регулирующих клапанов или пилотных регуляторов. Пилотные регуляторы обычно имеют более простую конструкцию и не имеют внешних отводов (без сброса в окружающую среду) во время работы и часто предпочтительны, когда это позволяют требования к мощности. Конструкции с пилотным управлением предпочтительнее подпружиненных версий, поскольку они более чувствительны, что обеспечивает более высокую точность — обычно в пределах 1% по сравнению с 15% для конструкций с пружинным возвратом.

Еще одно преимущество — пилот может полностью открыть регулятор, если давление ниже уставки. Это позволяет использовать его в широкоэкранных мониторах. пока рабочий выполняет свою работу правильно, монитор будет оставаться широко открытым, сводя к минимуму ограничение потока. Подпружиненный регулятор в аналогичной установке останется частично закрытым. (рисунок 1)

Рабочий / Система контроля

Регулирующие клапаны

предпочтительны для использования в качестве рабочих / наблюдателей и становятся необходимыми в системах с большим объемом или высоким перепадом давления.Используемый регулирующий клапан часто представляет собой поворотный шаровой клапан из-за его высокой собственной пропускной способности и низкого ограничения при полном открытии.

Поскольку регулирующие клапаны не являются самоуправляемыми, требуется устройство измерения давления для обеспечения обратной связи регулируемого давления, а также необходим контроллер для изменения положения клапана в ответ на это давление. В промышленных приложениях, где доступны приборный воздух или источники энергии, эти устройства обычно имеют пневматическое или электрическое управление. Но эти ресурсы не всегда доступны в удаленных местах, где может потребоваться регулирование газа, поэтому следует рассмотреть другой, более простой вариант.

Используя природный газ с более высоким давлением со стороны входа в систему, регулирующие пилоты клапана могут приводить в действие регулирующий клапан напрямую без какого-либо внешнего источника питания, по сути объединяя датчик / преобразователь давления и контроллер в одном устройстве. Существуют версии с чрезвычайно низким уровнем утечки, а также конструкции с обратным выбросом в трубопровод, исключающим выброс воздуха из атмосферы. Эти устройства могут преобразовывать регулирующий клапан в автономный регулятор, сохраняя при этом высокую пропускную способность и способность к падению давления сверхмощного клапана. (рис. 2 и 3)

Преимущества широко открытого монитора
(пассивный / резервный):

• Минимальное ΔP на мониторе снижает износ монитора.
• Рабочий, работающий выше по потоку, может поймать мусор перед монитором.
• Downstream worker более точный и отзывчивый.
• Понизьте поток газа через пилотную систему монитора.
• Недорогая сборка.
• Монитор всегда готов взять на себя управление.

Преимущества системы «Рабочий / монитор» по сравнению с предохранительным клапаном:

• Отсутствие выброса в атмосферу.
• Газ непрерывно подается в систему на безопасном уровне.
• Простота обслуживания и экономичность.
• Точный контроль.
• Пониженный уровень шума с монитором.

Другой вариант — подход «Рабочий монитор». Эта система очень похожа на систему широко открытых мониторов, за исключением того, что в этом случае оба компонента все время активно регулируют.В рабочей установке монитора каждый регулятор принимает на себя часть снижения давления, чтобы ступенчато уменьшить давление. Первый регулятор настроен на немного более высокое давление по сравнению со вторым и становится редуктором первой ступени.

Давление на выходе регулятора выше по потоку становится давлением на входе второго регулятора, что завершает снижение давления до желаемого давления ниже по потоку. Второй пилот / контроллер используется для измерения давления в системе ниже по потоку и запуска монитора первой ступени для срабатывания в случае избыточного давления и поддержания этого давления ниже по потоку. (рисунок 4)

Преимущества рабочего монитора

• Двухступенчатое отключение давления снижает нагрузку на регуляторы за счет распределения рабочей нагрузки.
• Распределенная рабочая нагрузка снижает частоту обслуживания системы.
• Пониженный системный шум при одинаковом массовом расходе.
• Состояние регулятора монитора можно определить до возникновения аварийной ситуации.
• Рентабельно и долгий срок.

Предохранительный запорный клапан также может быть оборудован для защиты от пониженного давления и обеспечивает дополнительный уровень защиты от повышенного давления в случае потери регулирования давления.Разница в том, что с другими методами, описанными выше, газ продолжает течь, а дополнительные устройства работают для его регулирования. Но если что-то пойдет не так с этими вторичными устройствами, что тогда? Хотя это нежелательно в качестве первого метода защиты, если регулирующие устройства, как первичные, так и вторичные, выходят из строя, система отсекающего клапана изолирует поток газа.

Клапаны отсечки

могут быть автономными устройствами или как составная часть пилотного регулятора, каждая опция разработана с собственными механизмами обнаружения и управления.

Его функция проста: при обнаружении давления, превышающего заданное значение, для защиты от избыточного давления или ниже заданного значения для пониженного давления, внутренний механизм разблокируется и изолирующая заслонка закрывается. Заслонка остается в этом положении, останавливая весь поток газа, до тех пор, пока ее не сбросят вручную. Это обеспечивает защиту системы и удерживает ее в выключенном состоянии до тех пор, пока не будет выявлена ​​и устранена причина сбоя. (рисунок 5)

Во время нормальной работы фиксатор удерживает заслонку открытой.Давление на выходе контролируется мембранами регулятора избыточного и пониженного давления. Сила, создаваемая чувствительным давлением, уравновешивается пружиной регулировки уставки, расположенной в кожухе пружины. Регулировочный винт можно использовать для изменения силы пружины и управления уставкой избыточного давления или дополнительной уставкой пониженного давления.

Дополнительным преимуществом системы отсекающего затвора является двойная безопасность, обеспечиваемая в случае защиты от пониженного давления. Газовые приборы рассчитаны на работу при определенном давлении подачи газа.Что произойдет, если давление будет меньше этого? Мы видим контрольные лампы в старых домашних печах, водонагревателях, печах, каминах и т. Д.

Если давление газа упадет слишком низко для поддержания этой контрольной лампы, газ может не загореться при подаче. Если это произойдет, газ может скопиться в местной атмосфере, и в худшем случае это скопление газа может воспламениться, что приведет к взрыву. По этой причине защита от пониженного давления, которая перекрывала бы весь поток газа, если давление упадет ниже безопасной точки, также является важным фактором при проектировании системы.

Заключение

Общая безопасность системы природного газа является приоритетом для всех участников. Газовые системы могут быть очень сложными, и каждая система должна быть оценена, чтобы определить наиболее подходящую систему регулирования и безопасности для использования. Цель этой статьи — предоставить обзор нескольких методов и оборудования, которые можно использовать для обеспечения безопасного регулирования и подачи газа. P&GJ

Автор: Джон Дево — старший менеджер по продукции компании Becker and Mooney в области газового контроля и регуляторов в компании Baker Hughes, входящей в состав компании GE.Он имеет 35-летний опыт работы в сфере регулирующих клапанов и регуляторов.

Статьи по теме

Свод правил Калифорнии, раздел 8, раздел 536. Стандарты трубопроводов.

Эта информация предоставляется бесплатно Департаментом производственных отношений. со своего веб-сайта www.dir.ca.gov. Эти правила предназначены для удобство пользователя, и не дается никаких заверений или гарантий, что информация актуален или точен.См. Полный отказ от ответственности на странице https://www.dir.ca.gov/od_pub/disclaimer.html.

Подраздел 1. Правила техники безопасности для необожженных сосудов под давлением
Статья 7. Система сжатого и сжиженного природного газа

---

---

(a) Общие.

(1) Все трубы, трубопроводы, фитинги и другие компоненты трубопроводов между резервуаром и первым запорным клапаном должны быть рассчитаны на полный диапазон давлений, температур и нагрузок, которым они могут подвергаться, с запасом прочности не менее 8 на основе минимальной указанной прочности на разрыв при комнатной температуре.Все остальные трубы, трубки, фитинги и другие компоненты трубопроводов должны подходить для всего диапазона давлений, температур и нагрузок, которым они могут подвергаться, с коэффициентом безопасности не менее 4. Ни в коем случае длина подземных трубопроводов не может быть меньше, чем указано в графике. 80 для трубопроводных систем с рабочим давлением, превышающим 100 фунтов на квадратный дюйм. Любой используемый материал, включая прокладки и набивку, должен быть совместим с природным газом и условиями его эксплуатации.

(2) Все трубопроводы и НКТ должны прокладываться настолько непосредственно, насколько это возможно, с соответствующими средствами предотвращения расширения, сжатия, сотрясения, вибрации и оседания.Внешний трубопровод может быть либо заглублен в землю, либо установлен над землей и должен иметь хорошую опору и защищен от механических повреждений.

Подземные трубопроводы должны быть заглублены на глубину не менее 18 дюймов от поверхности земли, если они не защищены иным образом. Все подземные трубопроводы должны быть защищены от коррозии покрытием в соответствии с Разделом 533 (b) или аналогичным. Цинковые покрытия (гальваника не считается адекватной защитой подземных трубопроводов.

(3) Все сварные трубопроводы должны быть изготовлены и испытаны в соответствии с Кодексом ANSI для трубопроводов высокого давления, трубопроводов нефтеперерабатывающего завода, B31.3, издание 1966 года или эквивалент.

(4) Все клапаны должны подходить для всего диапазона давления и температуры, которому они могут подвергаться. Производитель должен проштамповать или прочно маркировать корпус клапана, чтобы указать рабочие характеристики. Другие компоненты трубопроводов, такие как сетчатые фильтры, демпферы и компенсаторы, также должны иметь постоянную маркировку производителя для обозначения эксплуатационных характеристик. Все материалы, такие как седла клапана, набивка, прокладки, диафрагмы и т. Д.должны быть устойчивы к воздействию природного газа в тех условиях, которым они подвергаются.

(5) Запрещается использование:

(A) Клапаны, краны, фитинги и другие компоненты трубопроводов из чугуна или полустали, кроме спецификаций ASTM A-536-67, класс 60-40-18; А-395-68; A-47-68, марка 35018 и A-445-66, если они не имеют номинальных значений давления и температуры, по крайней мере, в 1,5 раза превышающих расчетные условия эксплуатации. Ни в коем случае нельзя использовать клапаны из чугуна или полустали, кроме трех перечисленных выше спецификаций ASTM, для первичных запорных клапанов.

(B) Уличные угольники и сервисные тройники с резьбой.

(C) Клапаны конструкции, позволяющей снимать шток клапана без полного снятия крышки клапана или разборки корпуса клапана.

(D) Пластиковые трубы, трубки, шланги и фитинги без письменного разрешения Подразделения.

(E) Клапаны с сальниковыми сальниками штока клапана, которые нельзя переупаковывать под давлением, если между ними и резервуаром нет другого запорного клапана подходящего типа.Это не относится к сервисным клапанам.

(F) Алюминиевые трубки для внешних мест и резьбовые алюминиевые соединения и переходники, которые необходимо подсоединять или отсоединять в процессе наполнения или переноса для тех соединений и переходников, которые специально разработаны со специальной резьбой, подходящей для этой службы.

(G) Трубные ниппели вместо муфт или фланцев в соединениях резервуаров.

(H) Медный сплав с содержанием меди более 70 процентов.

(б) Сжатый природный газ. Шланг не должен использоваться вместо коллекторов, трубопроводов или трубок между раздаточными баками и баллонами и соединения для соединения загрузочного и / или разгрузочного шланга, за исключением того, что отрезок металлического шланга длиной не более 24 дюймов может использоваться в каждом из них. конвейер для обеспечения гибкости там, где это необходимо. Каждая секция должна быть установлена ​​так, чтобы она была защищена от механических повреждений и была легко видимой для осмотра. Идентификация производителя должна быть сохранена в каждом разделе.

(c) Сжиженный природный газ.

(1) Фланцевые или резьбовые соединения, которые не были приварены герметичной сваркой, на жидкостных линиях между резервуаром и первым запорным клапаном запрещены.

(2) Все трубопроводы для СПГ размером более 2 дюймов должны быть приварены фланцами или припаяны серебряной пайкой из материала, температура плавления которого превышает 1000 градусов по Фаренгейту. Муфты компрессионного типа и резьбовые соединения не должны использоваться, за исключением того, что могут использоваться герметичные сварные резьбовые соединения.

(3) Трубопровод диаметром 2 дюйма или меньше может иметь резьбу, приваривание или фланцевое соединение, за исключением случаев, запрещенных в 536 (c) (1).

(4) Резьбовые ниппели и труба должны соответствовать требованиям не менее 80.

(5) Заглушки должны быть сплошными, иначе они должны быть заглушками для бесшовных труб по крайней мере из Списка 80.

(6) Для рабочих температур минус 20 градусов по Фаренгейту или выше могут использоваться резьбовые трубопроводы и трубки с муфтами компрессионного типа, за исключением случаев, запрещенных в 536 (c) (2).

(7) Опоры труб для трубопроводов с рабочей температурой ниже минус 20 градусов по Фаренгейту должны быть спроектированы так, чтобы минимизировать теплопередачу, чтобы поддерживать охрупчивание стали.

и препятствиям в трубопроводе, вызванные образованием льда.

(8) Компенсаторы сильфонного типа в условиях низких температур должны быть снабжены внешней изоляцией, предотвращающей образование льда на сильфоне.

ИСТОРИЯ:

1.Поправки к подразделам (а) (1) и (а) (5) (F), поданной 3-29-74; начиная с тридцатого дня после этого (Регистр 74, № 13).

Вернуться к статье 7 Содержание

Оценка падения давления вдоль трубопроводов

Простейший способ перекачки жидкости в замкнутой системе из точки A в точку B — это трубопровод или труба ( Рис. 1 ).

• Рис. 1 — Система потока жидкости (любезно предоставлено AMEC Paragon).

Конструкция трубопроводов

Минимальные основные параметры, необходимые для проектирования системы трубопроводов, включают, помимо прочего, следующее.

• Характеристики и физические свойства жидкости.
• Требуемый массовый расход (или объем) транспортируемой жидкости.
• Давление, температура и высота в точке А.
• Давление, температура и высота в точке Б.
• Расстояние между точками A и B (или длина, которую должна пройти жидкость) и эквивалентная длина (потери давления), вносимые клапанами и фитингами.

Эти основные параметры необходимы для проектирования системы трубопроводов.Предполагая установившийся поток, существует ряд уравнений, основанных на общем уравнении энергии, которые можно использовать для проектирования системы трубопроводов. Переменные, связанные с флюидом (например, жидкость, газ или многофазность), влияют на поток. Это приводит к выводу и развитию уравнений, применимых к конкретной жидкости. Хотя конструкция трубопроводов и трубопроводов может быть сложной, подавляющее большинство проектных проблем, с которыми сталкивается инженер, можно решить с помощью стандартных уравнений потока.

Уравнение Бернулли

Основным уравнением, разработанным для представления установившегося потока жидкости, является уравнение Бернулли, которое предполагает, что полная механическая энергия сохраняется для установившегося, несжимаемого, невязкого, изотермического потока без теплопередачи или работы. Эти ограничительные условия могут быть характерны для многих физических систем.

Уравнение записано как
(уравнение 1)
где

Z	=	перепад высот, фут,
п.	=	давление, фунт / кв. Дюйм,
ρ	=	Плотность, фунт / фут 3 ,
В	=	скорость, фут / сек,
г	=	гравитационная постоянная, фут / сек 2 ,
и
H L	=	потеря напора, фут.

На рис. 2 представлена ​​упрощенная графическая иллюстрация уравнения Бернулли.

• Рис. 2 — Набросок четырех уравнений Бернулли (любезно предоставлено AMEC Paragon).

Уравнение Дарси дополнительно выражает потерю напора как
(уравнение 2)
и
(уравнение 3)
, где

H L	=	потеря напора, фут,
f	=	Коэффициент трения по Муди, безразмерный,
л	=	длина трубы, фут,
D	=	диаметр трубы, фут,
В	=	скорость, фут / сек,
г	=	гравитационная постоянная фут / сек 2 ,
Δ П	=	перепад давления, psi,
ρ	=	Плотность, фунт / фут 3 ,
и
д	=	внутренний диаметр трубы, дюйм.

Число Рейнольдса и коэффициент трения Муди

Число Рейнольдса — это безразмерный параметр, который полезен для характеристики степени турбулентности в режиме потока и необходим для определения коэффициента трения Муди. Он выражается как
(уравнение 4)
, где

Вязкость

ρ	=	Плотность, фунт / фут 3 ,
D	=	внутренний диаметр трубы, фут,
В	=	скорость потока, фут / сек,
и
мкм	=	, фунт / фут-сек.

Число Рейнольдса для жидкостей может быть выражено как
(уравнение 5)
где

мкм	=	вязкость, сП,
д	=	внутренний диаметр трубы, дюйм.,
SG	=	удельный вес жидкости по отношению к воде (вода = 1),
Q л	=	Расход жидкости, B / D,
и
В	=	скорость, фут / сек.

Число Рейнольдса для газов может быть выражено как
(уравнение 6)
где

мкм	=	вязкость, сП,
д	=	внутренний диаметр трубы, дюйм.,
S	=	удельный вес газа при стандартных условиях относительно воздуха (молекулярная масса, деленная на 29),
и
Q г	=	Расход газа, млн куб. Футов / сут.

Коэффициент трения Муди, f , выраженный в предыдущих уравнениях, является функцией числа Рейнольдса и шероховатости внутренней поверхности трубы и задается формулой Рис. 3 . На коэффициент трения Moody влияет характеристика потока в трубе. Для ламинарного потока, где Re <2000, протекающая жидкость перемешивается незначительно, а скорость потока параболическая; Коэффициент трения Муди выражается как f = 64 / Re.Для турбулентного потока, где Re> 4000, происходит полное перемешивание потока, и скорость потока имеет однородный профиль; f зависит от Re и относительной шероховатости (Є / D ). Относительная шероховатость — это отношение абсолютной шероховатости,, меры поверхностных дефектов к внутреннему диаметру трубы, D . В таблице 9.1 перечислены абсолютные шероховатости для нескольких типов материалов труб.

• Рис. 3 — Таблица коэффициента трения (любезно предоставлено AMEC Paragon).

Если вязкость жидкости неизвестна, рис. 4 может использоваться для вязкости сырой нефти, рис. 5 для эффективной вязкости смесей сырая нефть / вода и рис. 6 для вязкость природного газа. При использовании некоторых из этих цифр необходимо использовать соотношение между вязкостью в сантистоксах и вязкостью в сантипуазах
(уравнение 7)
где

γ	=	кинематическая вязкость, сантистокс,
ϕ	=	абсолютная вязкость, сП,
и
SG	=	удельный вес.

• Рис. 4 — Стандартные графики вязкости / температуры для жидких нефтепродуктов (любезно предоставлены ASTM).

• Рис. 5 — Эффективная вязкость смеси масло / вода (любезно предоставлено AMEC Paragon).

• Рис. 6 — Вязкость углеводородного газа в зависимости от температуры (любезно предоставлено Western Supply Co.).

Падение давления для потока жидкости

Общее уравнение

Ур.3 можно выразить через внутренний диаметр трубы (ID), как указано ниже.
(уравнение 8)
где

д	=	внутренний диаметр трубы, дюйм.,
f	=	Коэффициент трения по Муди, безразмерный,
л	=	длина трубы, фут,
Q л	=	Расход жидкости, B / D,
SG	=	удельный вес жидкости по отношению к воде,
и
Δ П	=	Падение давления, фунт / кв. Дюйм (полное падение давления).

Уравнение Хазена Вильямса

Уравнение Хазена-Вильямса, которое применимо только для воды в турбулентном потоке при 60 ° F, выражает потерю напора как
(уравнение 9)
, где

H L	=	потеря напора из-за трения, фут,
л	=	длина трубы, фут,
С	=	постоянный коэффициент трения, безразмерный ( таблица 2 ),
д	=	внутренний диаметр трубы, дюйм.,
Q л	=	Расход жидкости, B / D,
и
галлонов в минуту	=	Расход жидкости, гал / мин.

Падение давления можно рассчитать по
(уравнение 10)

Падение давления для потока газа

Общее уравнение

Общее уравнение для расчета расхода газа указано как
(Ур.11)
где

w	=	расход, фунт / сек,
г	=	ускорение свободного падения, 32,2 фут / сек 2 ,
А	=	Площадь поперечного сечения трубы, фут 2 ,
V 1 ‘	=	удельный объем газа на входе, фут 3 / фунт,
f	=	коэффициент трения, безразмерный,
л	=	длина, фут,
D	=	диаметр трубы, фут,
п. 1	=	давление на входе, фунт / кв. Дюйм,
и
п. 2	=	давление на выходе, фунт / кв.

Допущения: работа не выполняется, постоянный поток и f = постоянная как функция длины.

Упрощенное уравнение

Для практических целей трубопровода, Ур. 11 можно упростить до
(уравнение 12)
, где

п. 1	=	давление на входе, фунт / кв. Дюйм,
п. 2	=	давление на выходе, фунт / кв. Дюйм,
S	=	удельный вес газа,
Q г	=	Расход газа, млн.куб. Фут / сут,
Z	=	Коэффициент сжимаемости для газа, безразмерный,
т	=	температура протока, ° Р,
f	=	Коэффициент трения по Муди, безразмерный,
д	=	ID трубы, дюйм.,
и
л	=	длина, фут.

Коэффициент сжимаемости Z для природного газа можно найти в рис. 7 .

• Рис. 7 — Сжимаемость низкомолекулярных природных газов (любезно предоставлено Natl. Gas Processors Suppliers Assn.).

Для расчета расхода газа в трубопроводах можно использовать три упрощенных производных уравнения:

• Уравнение Веймута
• Уравнение Панхандла
• Уравнение Шпицгласа

Все три эффективны, но точность и применимость каждого уравнения находятся в определенных диапазонах расхода и диаметра трубы.Далее формулируются уравнения.

Уравнение Веймута

Это уравнение используется для потоков с высоким числом Рейнольдса, где коэффициент трения Муди является просто функцией относительной шероховатости.
(уравнение 13)
где

Коэффициент сжимаемости для газа

Q г	=	Расход газа, млн.куб. Фут / сут,
д	=	внутренний диаметр трубы, дюйм.,
п. 1	=	давление на входе, фунт / кв. Дюйм,
п. 2	=	давление на выходе, фунт / кв. Дюйм,
л	=	длина, фут,
Т 1	=	Температура газа на входе, ° Р,
S	=	удельный вес газа,
и
Z	=	, безразмерный.

Уравнение Panhandle

Это уравнение используется для потоков с умеренным числом Рейнольдса, где коэффициент трения Муди не зависит от относительной шероховатости и является функцией числа Рейнольдса в отрицательной степени.
(уравнение 14)
где

КПД Коэффициент сжимаемости для газа

E	=	(новая труба: 1,0; хорошие условия эксплуатации: 0,95; средние условия эксплуатации: 0,85),
Q г	=	Расход газа, млн.куб. Фут / сут,
д	=	ID трубы, дюйм.,
п. 1	=	давление на входе, фунт / кв. Дюйм,
п. 2	=	давление на выходе, фунт / кв. Дюйм,
L м	=	длина, миль,
Т 1	=	Температура газа на входе, ° Р,
S	=	удельный вес газа,
и
Z	=	, безразмерный.

Уравнение шпицгласа

(уравнение 15)
где

Q г	=	Расход газа, млн.куб. Фут / сут,
Δ h W	=	потеря давления, дюймов водяного столба,
и
д	=	ID трубы, дюйм.

Допущения:

f	=	(1+ 3,6 / д + 0,03 г) (1/100),
т	=	520 ° R,
п. 1	=	15 фунтов / кв. Дюйм,
Z	=	1.0,
и
Δ П	=	<10% от P 1.

Применение формул

Как обсуждалось ранее, существуют определенные условия, при которых различные формулы более применимы. Далее дается общее руководство по применению формул.

Упрощенная формула газа

Эта формула рекомендуется для большинства расходных приложений общего назначения.

Уравнение Веймута

Уравнение Веймута рекомендуется для труб меньшего диаметра (обычно 12 дюймов.и менее). Он также рекомендуется для более коротких сегментов (<20 миль) в производственных батареях и для ответвлений сборных линий, приложений среднего и высокого давления (от +/– 100 фунтов на кв. Дюйм до> 1000 фунтов на кв. Дюйм) и высокого числа Рейнольдса.

Уравнение Panhandle

Это уравнение рекомендуется для труб большего диаметра (12 дюймов и больше). Он также рекомендуется для протяженных участков трубопровода (> 20 миль), таких как магистральные трубопроводы, и для умеренных чисел Рейнольдса.

Уравнение шпицгласа

Уравнение Spitzglass рекомендуется для вентиляционных линий низкого давления диаметром <12 дюймов (Δ P <10% от P ₁ ).

Инженер-нефтяник обнаружит, что общее уравнение газа и уравнение Веймута очень полезны. Уравнение Веймута идеально подходит для проектирования ответвлений и магистральных трубопроводов в промысловых системах сбора газа.

Многофазный поток

Режимы потока

Жидкость из ствола скважины к первой части производственного оборудования (сепаратор) обычно представляет собой двухфазный поток жидкость / газ.

Характеристики горизонтальных многофазных режимов потока показаны на Рис. 8 . Их можно описать следующим образом:

• Пузырь: Возникает при очень низком соотношении газ / жидкость, когда газ образует пузырьки, которые поднимаются к верху трубы.
• Пробка: Возникает при более высоком соотношении газ / жидкость, когда пузырьки газа образуют пробки среднего размера.
• Стратифицированный: По мере увеличения соотношения газ / жидкость пробки становятся длиннее, пока газ и жидкость не потекут в отдельные слои.
• Волнистый: По мере дальнейшего увеличения соотношения газ / жидкость энергия текущего газового потока вызывает волны в текущей жидкости.
• Пробка: По мере того, как соотношение газ / жидкость продолжает увеличиваться, высота волны жидкости увеличивается до тех пор, пока гребни не соприкасаются с верхней частью трубы, создавая пробки жидкости.
• Распылитель: При чрезвычайно высоких соотношениях газ / жидкость жидкость диспергируется в потоке газа.

• Фиг.8 — Двухфазный поток в горизонтальном потоке (любезно предоставлен AMEC Paragon).

Рис. 9 ^[1] показывает различные режимы потока, которые можно ожидать при горизонтальном потоке, в зависимости от приведенных скоростей потока газа и жидкости. Поверхностная скорость — это скорость, которая существовала бы, если бы другая фаза отсутствовала.

• Рис. 9 — Карта горизонтального многофазного потока (по Гриффиту). ^[1]

Многофазный поток в вертикальной и наклонной трубе ведет себя несколько иначе, чем многофазный поток в горизонтальной трубе.Характеристики режимов вертикального потока показаны на Рис. 10 и описаны далее.

• Рис. 10 — Схема двухфазного потока в вертикальном потоке (любезно предоставлено AMEC Paragon).

Пузырь

Если соотношение газ / жидкость небольшое, газ присутствует в жидкости в виде небольших случайно распределенных пузырьков переменного диаметра. Жидкость движется с довольно равномерной скоростью, в то время как пузырьки движутся вверх через жидкость с разными скоростями, которые определяются размером пузырьков.За исключением общей плотности композитной жидкости, пузырьки мало влияют на градиент давления.

Пробковый поток

По мере увеличения соотношения газ / жидкость высота волны жидкости увеличивается до тех пор, пока гребни не соприкасаются с верхней частью трубы, создавая пробки жидкости.

Переходный поток

Текучая среда переходит из непрерывной жидкой фазы в непрерывную газовую фазу. Жидкие пробки практически исчезают и уносятся в газовую фазу.Влияние жидкости все еще значимо, но преобладает влияние газовой фазы.

Кольцевой поток тумана

Газовая фаза является непрерывной, и основная часть жидкости увлекается газом. Жидкость смачивает стенку трубы, но влияние жидкости минимально, поскольку газовая фаза становится определяющим фактором. Рис. 11 ^[2] показывает различные режимы потока, которые можно ожидать при вертикальном потоке, в зависимости от приведенных скоростей потока газа и жидкости.

• Рис. 11 — Карта вертикального многофазного потока (по Taitel et al. ). ^[2]

Двухфазный перепад давления

Расчет падения давления в двухфазном потоке очень сложен и основан на эмпирических соотношениях для учета фазовых изменений, которые происходят из-за изменений давления и температуры вдоль потока, относительных скоростей фаз и сложных эффектов возвышения. изменения. Таблица 3 перечисляет несколько доступных коммерческих программ для моделирования перепада давления. Поскольку все они в некоторой степени основаны на эмпирических отношениях, их точность ограничена наборами данных, на основе которых были построены отношения. Нет ничего необычного в том, что измеренные перепады давления в поле отличаются на ± 20% от рассчитанных по любой из этих моделей.

Упрощенная аппроксимация падения давления на трение для двухфазного потока

Ур.16 дает приблизительное решение проблемы падения давления на трение в задачах с двухфазным потоком, которое соответствует заявленным допущениям.
(уравнение 16)
где

Δ П	=	Падение давления на трение, psi,
f	=	Коэффициент трения по Муди, безразмерный,
л	=	длина, фут,
Вт	=	расход смеси, фунт / час,
ρ M	=	Плотность смеси, фунт / фут 3 ,
и
д	=	ID трубы, дюйм.

Формула скорости потока смеси:
(уравнение 17)
где

Q г	=	Расход газа, млн.куб. Фут / сут,
Q L	=	Расход жидкости, B / D,
S	=	удельный вес газа при стандартных условиях, фунт / фут 3 (воздух = 1),
и
SG	=	удельный вес жидкости по отношению к воде, фунт / фут 3 .

Плотность смеси определяется по формуле
(уравнение 18)
, где

п.	=	рабочее давление, фунт / кв. Дюйм,
R	=	Соотношение газ / жидкость, футы 3 / баррель,
т	=	рабочая температура, ° Р,
SG	=	удельный вес жидкости относительно воды, фунт / фут 3 ,
S	=	удельный вес газа при стандартных условиях, фунт / фут 3 (воздух = 1),
и
Z	=	Коэффициент сжимаемости газа, безразмерный.

Формула применима, если выполняются следующие условия:

• Δ P меньше 10% входного давления.
• Пузырь или туман существует.
• Нет перепадов высот.
• Нет необратимой передачи энергии между фазами.

Падение давления из-за изменения высоты

Есть несколько примечательных характеристик, связанных с падением давления из-за перепада давления в двухфазном потоке.Характеристики потока, связанные с изменениями высоты, включают:

• В нисходящих трубопроводах поток становится расслоенным, поскольку жидкость течет быстрее, чем газ.
• Глубина жидкого слоя регулируется в зависимости от статического напора и равна падению давления на трение.
• Нет восстановления давления в нисходящей линии.
• При низком расходе газа / жидкости поток на участках подъема может быть «полным» жидкостью при малых расходах. Таким образом, при низких расходах полное падение давления представляет собой сумму падений давления для всех подъемов.
• При увеличении расхода газа общий перепад давления может уменьшиться, поскольку жидкость удаляется с участков подъема.

Падение давления при низких расходах, связанное с изменением высоты подъема, может быть аппроксимировано уравнением Eq. 19 .
(уравнение 19)
где

Δ P Z	=	Падение давления из-за увеличения высоты сегмента, psi,
SG	=	удельный вес жидкости в сегменте по отношению к воде,
и
Δ Z	=	увеличение высоты сегмента, фут.

Общее падение давления затем можно приблизительно определить как сумму падений давления для каждого участка подъема.

Падение давления из-за клапанов и фитингов

Одним из наиболее важных параметров, влияющих на падение давления в трубопроводных системах, является потеря давления в фитингах и клапанах, встроенных в систему. Для трубопроводных систем на производственных объектах падение давления через арматуру и клапаны может быть намного больше, чем на прямом участке самой трубы.В длинных трубопроводных системах перепадом давления через арматуру и клапаны часто можно не учитывать.

Коэффициенты сопротивления

Потери напора в клапанах и фитингах могут быть рассчитаны с помощью коэффициентов сопротивления как
(уравнение 20)
, где

H L	=	потеря напора, фут,
K r	=	коэффициент сопротивления, безразмерный,
D	=	внутренний диаметр трубы, фут,
и
В	=	скорость, фут / сек.

Общая потеря напора представляет собой сумму всех K _r V ² /2 g .

Коэффициенты сопротивления K _r для отдельных клапанов и фитингов можно найти в табличной форме в ряде отраслевых публикаций. Большинство производителей публикуют табличные данные для всех размеров и конфигураций своей продукции. Один из лучших источников данных — это Crane Flow of Fluids , технический документ No.410. ^[3] Ассоциация поставщиков переработчиков природного газа. (NGPSA) Engineering Data Book ^[4] и Ingersoll-Rand Cameron Hydraulic Data Book ^[5] также являются хорошими источниками справочной информации. Некоторые примеры коэффициентов сопротивления приведены в Таблицах 4 и 5 .

Коэффициенты расхода

Коэффициент расхода для жидкостей, C _V , определяется экспериментально для каждого клапана или фитинга как расход воды в галлонах / мин при 60 ° F для перепада давления через фитинг на 1 фунт / кв. Дюйм.Взаимосвязь между коэффициентами расхода и сопротивления может быть выражена как
(уравнение 21)
В любом фитинге или клапане с известным C _V падение давления может быть рассчитано для различных условий потока и жидкости. свойства с Eq. 22 .
(уравнение 22)
где

Q L	=	Расход жидкости, B / D,
и
SG	=	удельный вес жидкости по отношению к воде.

Опять же, резюме опубликовано для большинства клапанов и фитингов и может быть найдено в Crane Flow of Fluids, ^[3] Engineering Data Book, ^[4] Cameron Hydraulic Data Book, ^[5] , а также технические данные производителя.

Эквивалентная длина

Потери напора, связанные с клапанами и фитингами, также можно рассчитать, рассматривая эквивалентные «длины» сегментов трубы для каждого клапана и фитинга. Другими словами, рассчитанная потеря напора, вызванная прохождением жидкости через задвижку, выражается как дополнительная длина трубы, которая добавляется к фактической длине трубы при расчете падения давления.

Все эквивалентные длины, обусловленные клапанами и фитингами внутри сегмента трубы, должны быть сложены вместе, чтобы вычислить падение давления для сегмента трубы. Эквивалентная длина L _e может быть определена из коэффициента сопротивления K _r и коэффициента расхода C _V , используя следующие формулы.
(уравнение 23)

(уравнение 24)
и
(уравнение.25)
где

К r	=	коэффициент сопротивления, безразмерный,
D	=	диаметр трубы, фут,
f	=	Коэффициент трения по Муди, безразмерный,
д	=	ID трубы, дюйм.,
и
С В	=	Коэффициент расхода жидкостей, безразмерный.

В таблице 6 показаны эквивалентные длины труб для различных клапанов и фитингов для ряда стандартных размеров труб.

Номенклатура

Вязкость Абсолютная вязкость

Z	=	перепад высот, фут,
п.	=	давление, фунт / кв. Дюйм,
ρ	=	Плотность, фунт / фут 3 ,
В	=	скорость, фут / сек,
г	=	гравитационная постоянная, фут / сек 2 ,
H L	=	потеря напора, фут.
f	=	Коэффициент трения по Муди, безразмерный,
л	=	длина трубы, фут,
D	=	диаметр трубы, фут,
Δ П	=	перепад давления, psi,
мкм	=	, фунт / фут-сек.
SG	=	удельный вес жидкости по отношению к воде (вода = 1),
Q л	=	Расход жидкости, B / D,
S	=	удельный вес газа при стандартных условиях относительно воздуха (молекулярная масса, деленная на 29),
Q г	=	Расход газа, млн куб. Футов / сут.
γ	=	кинематическая вязкость, сантистокс,
ϕ	=	, сП
Q л	=	Расход жидкости, B / D,
w	=	расход, фунт / сек.
п. 1	=	давление на входе, фунт / кв. Дюйм
п. 2	=	давление на выходе, фунт / кв.
Δ h W	=	потеря давления, дюймов водяного столба,
Вт	=	расход смеси, фунт / час,
ρ M	=	Плотность смеси, фунт / фут 3
П	=	рабочее давление, фунт / кв. Дюйм,
R	=	Соотношение газ / жидкость, футы 3 / баррель,
т	=	рабочая температура, ° Р,
Δ P Z	=	Падение давления из-за увеличения высоты сегмента, psi,
Δ Z	=	увеличение высоты сегмента, фут.
H L	=	потеря напора, фут,
K r	=	коэффициент сопротивления, безразмерный
С В	=	Коэффициент расхода жидкостей, безразмерный.
K r	=	коэффициент сопротивления, безразмерный,

Список литературы

1. ↑ ^{1.0 1,1} Гриффит П. 1984. Многофазный поток в трубах. J Pet Technol 36 (3): 361-367. SPE-12895-PA. http://dx.doi.org/10.2118/12895-PA.
2. ↑ ^{2,0 2,1} Тайтель, Ю., Борнеа, Д., и Дуклер, А.Э. 1980. Моделирование переходов режимов течения для установившегося восходящего потока газа и жидкости в вертикальных трубах. Айше Дж. 26 (3): 345-354. http://dx.doi.org/10.1002/aic.6
   304.
3. ↑ ^{3,0 3,1} Крановый поток жидкостей, Технический документ № 410.1976 г. Нью-Йорк: Crane Manufacturing Co.
4. ↑ ^{4,0 4,1} Сборник технических данных, девятое издание. 1972. Талса, Оклахома: Ассоциация поставщиков переработчиков природного газа.
5. ↑ ^{5,0 5,1} Уэстуэй, К.Р. и Лумис, А.В. изд. 1979. Cameron Hydraulic Data Book, шестнадцатое издание. Озеро Вудклифф, Нью-Джерси: Ингерсолл-Рэнд.

Интересные статьи в OnePetro

Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые читатель, желающий узнать больше, обязательно должен прочитать

Внешние ссылки

Используйте этот раздел, чтобы предоставить ссылки на соответствующие материалы на других веб-сайтах, кроме PetroWiki и OnePetro.

См. Также

Трубопроводы и трубопроводные системы

Трубопроводы

Очистка трубопровода

Соображения и стандарты проектирования трубопроводов

PEH: Трубопроводы и трубопроводы

.