Давление газа в магистральном газопроводе: ВНИМАНИЕ!!! Магистральный газопровод высокого давления

Содержание

Магистральные газопроводы — Справочник химика 21

Изменение частоты вращения вала компрессора — универсальный способ изменения характеристики компрессора при условии, что двигатель допускает экономичное изменение частоты вращения. Способ применяется для компрессоров, имеющих привод от газовой или паровой турбины или от двигателя внутреннего сгорания, преимущественно от дизеля, допускающего большое изменение скорости вращения—около 50%. Частота вращения вала газомоторных компрессоров в небольших пределах регулируется автоматическим приспособлением. В случае привода от трехфазного электродвигателя возможно ступенчатое регулирование, если двигатель имеет переменное число полюсов. Однако этот двигатель имеет крупные габариты и высокую стоимость. Существует метод плавного регулирования асинхронных электродвигателей с фазовым ротором при помощи так называемого вентильного каскада. Эта схема нашла некоторое применение на компрессорных станциях магистральных газопроводов.

[c.273]
Пусть требуется из пластового газа (табл. 15) газоконденсатного месторождения извлечь тяжелые углеводороды методом масляной абсорбции, обеспечив 70%-ное извлечение пропана. Объем перерабатываемого газа достигает 5 млн. м /сут. Газ поступает на установку с температурой 20 °С под давлением 6 МПа. Отбензиненный газ подается в магистральный газопровод, работающий под давлением 5,7 МПа. [c.163]

Природный газ, транспортируемый по магистральным газопроводам, содержит, кроме метана, еще примерно 3—4% объемн. этана [c.13]

Поршневые дожимающие газоперекачивающие компрессоры применяют главным образом на магистральных газопроводах. Приводом этих компрессоров служит поршневой газовый двигатель, более экономичный, чем газовая турбина. Выпускают газоперекачивающие компрессоры горизонтальные, оппозитные и П-образные.

[c.240]

Давление абсорбции определяется необходимым давлением отбензиненного газа. Поскольку газ подается в магистральный газопровод с давлением 5,7 МПа, можно принять / абс = 6 МПа (гидравлическое сопротивление абсорбера мало). [c.163]

Ответвления газопроводов, подводящих инертный газ к аппаратам, рассчитанным на давление, меньше чем в магистральном газопроводе инертного газа, должны быть снабжены автоматическими редуцирующими устройствами, предохранительными гидравлическими клапанами (гидрозатворами) и манометрами (на стороне низкого давления). Редуцирующее устройство и предохрани- [c.71]

Возможны два способа снабжения предприятий углеводородным сырьем по трубопроводам и в специальных железнодорожных цистернах. Трубопроводная транспортировка, в свою очередь, может производиться по подземным магистральным газопроводам и по трубопроводам, уложенным на эстакадах.

[c.281]

В случае, если подземные магистральные газопроводы уложены на отметках ниже глубины промерзания грунта, оборудованы надежной защитой от коррозии и обеспечены соответствующей системой связи и сигнализации, транспортировка углеводородного сырья по ним осуществляется без особых затруднений в любое время года. [c.281]

По этому способу (рис. 106) закачиваемую среду от магистрального газопровода через пылеуловитель подают на всасывающую линию компрессора, затем газ под высоким давлением через систему очистки от масла и газораспределительный пункт поступает в скважины и далее в подземное хранилище. Вытесняемую из пласта воду отбирают через [c.181]

В стационарных ГТУ, устанавливаемых на компрессорных станциях магистральных газопроводов, не существует ограничений, связанных с созданием запаса воды для испарительного охлаждения методом впрыскивания во входное устройство.

[c.61]

Успешно прошла промышленные испытания комплексная воздухоприемная камера для ГТ-700-5. Испытания камеры проведены на КС-4 Среднеазиатского управления магистральных газопроводов. Достоинство комплексной камеры — совмещение процессов испарительного охлаждения циклового воздуха и очистки воздуха от механических примесей, а также от сухого остатка [c. 61]

Из изношенных шин вырабатывают бризол (для антикоррозионной зашиты магистральных газопроводов), резинобитумную гидроизоляционную мастику (для изоляции трубопроводов), битумно-резиновый изол (рулонный кровельный материал), обре-зиненную крафт-бумагу (прослойка для химически стойких бумажных мешков) и др.

[c.144]

В соответствии с настоящим пунктом- органы госгортехнадзора осуществляют надзор на предприятиях, объектах н в организациях министерств н ведомств СССР н союзных республик и местного подчинения, за исключением эксплуатируемых Министерством газовой промышленности магистральных газопроводов и сооружений на них, газосборных и газораспределительных сетей на газовых промыслах, промысловых газосборных пунктов, головных сооружений и дожимных компрессорных станций, а также газонаполнительных станций сжиженных (пропан-бутан) газов, надзор за которыми осуществляется Государственной газовой инспекцией Министерства газовой промышленности. [c. 12]

Передвижные компрессорные установки могут использоваться для утилизации газа при опорожнении шлейфов, промысловых коллекторов и магистральных газопроводов. [c.38]

Перемещение газа сбор природного газа из слабых газовых скважин и нефтяного из нефтяных скважин с перекачиванием его на головную компрессорную станцию транспортирование по магистральным газопроводам.

[c.267]

СОа- Иначе говоря, этот метод больше подходит для газов, перекачиваемых по магистральным газопроводам, чем для потоков, поступаюш их из скважин. [c.33]

График, представленный на рис. 16, обычно применяется для расчетов, когда известна только относительная плотность газа. Этот метод менее точен, однако он позволяет получить вполне надежные данные для большинства тош,их газов, особенно для газов, транспортируемых по магистральным газопроводам. [c.34]

В настоящее время по магистральным газопроводам большого диаметра из месторождений Тексаса и Луизианы по всему континенту транспортируется природный газ, содержащий 3—4% объемн. этана и 1,5—2% 0 бъемн. пропана. и более высококипящих парафиновых углеводородов. Глубину извлечения этана ограничивают приблизительно 40% с тем, чтобы не понизить чрезмерно теплоту сгорания. Кроме того, ббльшая глубина извлечения этана вызывает значительное удорожание процесса.

[c.22]

Другие способы присоединения к трубопроводам линий инертного газа (а также паровых, водяных и других линий) запрещаются, На ответвлениях газопроводов, подводящих инертный газ к технологическим аппаратам и агрегатам, рассчитанным на давление более низкое, чем в магистральном газопроводе инертного газа, должлы устанавливаться автоматические редуцирующие устройства, предохранительные клапаны и манометры на стороне низкого давления. [c.208]

Это предприятие начало работать устойчиво и безаварийно только после того, как закончили строительство магистрального газопровода от поставщика сырья. Снабжение углеводородным сырьем по магистральному газопроводу позволило сократить неприкосновенный запас сырья, хранимого в щаровых резервуарах.

В данном случае это имело важное значение для новыщения степени безопасности производства, поскольку склад сжиженных газов был расположен в непосредственной близости от производственных установок. [c.109]

Работы по внешнеадиабатическому сжатию газа были проведены на компрессорной станции № 5 магистрального газопровода Дашава — Киев. Компрессорные цилиндры газокомпрессора 10ГК-1 были переведены на внешнеадиабатический режим работы. Для получения сравнительных данных эффективности охлаждения компрессорных цилиндров газомотокомпрессора 10ГК-1 были осуществлены следующие режимы сжатия с обычным, внешним охлаждением цилиндров водой с залитой рубашкой охлаждения водой без циркуляции внешнеадиабатическое сжатие. [c.136]

В нашей стране использование природного газа началось практически только в послевоенные годы. Мощные месторолприродного газа были открыты в Украинской ССР, Краснодар ском крае, Средней Азии и в ряде районов Сибири, В настоящее время построено много магистральных газопроводов большой протяженности, Они связывают источники добычи природного газа с районами его промышленного и бытового потребления.

[c.447]

Для регулирования добычи газа, его очистки и распределения Государственное нефтяное управление построило в Ауэршталб крупный центр управления, связанный со всеми газовыми место рождениями и магистральными газопроводами. Транспортировкг и сбыт в основных районах потребления газа — Вене, Нижне Австрии, Штирии и Верхней Австрии — обеспечиваются своим региональными национальными газовыми обществами. [c.36]

В Канаде имеется довольно значительная сеть магистральных газопроводов. Крупнейший Трансканадский газопровод протяженностью 4,6 тыс. км доставляет природный газ от границ провинции Альберта до Монреаля и далее в США. По газопроводу перекачивается 12,5 млрд. м природного газа в год.
[c.69]

Общая длина магистральных газопроводов в Канаде в 1973 г. составляла 35 тыс. км. Намечается к 1980 г. построить газопроводы для транспортировки газа с месторождений Северо-Западных территорий, Юкона и Аляски. По длине они будут примерно равны Трансканадскому газопроводу. Кроме того, с ростом поставок газа из западных районов Канады в США проектируется построить ряд новых газопроводов. [c.70]

Нидерланды. В Нидерландах в связи с быстрым ростом внутреннего потребления и экспорта природного газа распшряется строительство магистральных газопроводов. В 1974 г. в стране общая сеть магистральных газопроводов составляла 4 тыс. км.

[c.75]

Общая сеть газопроводов в Испании составляет свыше 4 тыс. км из них 230 км составляют магистральные газопроводы. Предусматривается строительство газопровода в долине р. Эбро для транспортировки газа из Барселоны и Бильбао. Газопровод будет иметь ответвления к городам Памплона, Виктория и Сан-Себастьяно. Предусматривается возможность присоединения газопровода к западноевропейской сети. Затем будут проложены газопроводы из Валенсии в Ампосту и Мадрид. [c.76]

Сергеева Т.К. Стресс-коррозионные разрушения магистральных газопроводов России. Международная научно-практическая конференция по проблеме Безопаст ность трубопроводов. М. 1995. — с. 139-164. [c.445]

К слабосернистым отнесены те газы, в которых содержание сероводорода и тиолов в пересчете на серу не превышает 20 и 36 мг/м соответственно, то есть ниже допустимых норм по отраслевому стандарту на качество товарного газа. Очистка таких газов от сероводорода не проводится. Перед подачей в магистральные газопроводы их обрабатывают лишь с целью доведения точки росы по воде и тяжелым углеводородам до норм упомянутого стандарта. [c.8]

O. Будзулен Б.В., Васильев Ю.Н., Лось В. Определение потерь газа на магистральных газопроводах и разработка путей их снижения // Повышение эффективности и надежности газотранспортных систем. М. ВНИИГАЗ, 1992, с. 180-194. [c.40]

Необходимость сооружения установок НТС обуславливает резкое увеличение капитальных вложений для их строительства. Сравнительные расчеты показывают, что стоимость установки НТС для обработки 5 млрд. м газа в антикоррозионном исполнении примерно в 1,5 раза превышает стоимость такой же установки в обычном исполнении [2]. Строительство магистральных газопроводов в антикоррозионном исполнении для транспортирования даже малосернистого газа также намного дороже газопроводов в неантикоррозионном исполнении. [c.48]

Основой для написания данной книги послужили лекции, читаемые Дж. Кемпбелом на курсах усовершенствования специалистов американской газовой промышленности. При повторном издании книги, как указывает автор в предисловии к американскому изданию, были учтены критические замечания и пожелания слуишт лей этих курсов. В книге обобщен опыт американской газовой промышленности в области доведения до товарной продукции добы аемых из недр природных и попутных газов. Ценность приводимого в книге материала заключается в том, что практически весь добываемый в США газ перерабатывается, пройдя предварительно стадию очистки от влаги, сероводорода, углекислоты. Конечными продуктами переработки, является кондиционный природный газ, транспортируемый потребителям по магистральным газопроводам, газовый бензин, товарная газовая сера, гелий, сжиженные газы, индивидуальные углеводороды. В книге достаточно подробно рассматриваются процессы, используемые для этих целей. Особую ценность представляет то, что Дж. Кемпбел не ограничивается только описанием этих процессов, а дает подробный анализ их промышленного использования с указанием преимуществ и недостатков. [c.5]

Наличие механических примесей и их влияние на пропускную способность магистральных газопроводов — одна из главных проблем, возникающих при транспортировке природных газов. Хотя очистка газа от пыли и капельной жидкости — в основном проблема транспортировки газа, а не его переработки, она заслуживает обсунадения, так как частично ее источником является все возрастающая переработка газа непосредственно па промыслах. [c.95]

«Сахалин-1» аварийно остановил подачу газа

https://ria.ru/20211217/gaz-1764303423.html

«Сахалин-1» аварийно остановил подачу газа

«Сахалин-1» аварийно остановил подачу газа — РИА Новости, 17.12.2021

«Сахалин-1» аварийно остановил подачу газа

Проект «Сахалин-1» в пятницу аварийно остановил подачу газа в магистральный газопровод, последствий для населения нет: ТЭЦ «Русгидро» в Хабаровском крае и на. .. РИА Новости, 17.12.2021

2021-12-17T18:27

экономика

хабаровский край

комсомольск-на-амуре

россия

/html/head/meta[@name=’og:title’]/@content

/html/head/meta[@name=’og:description’]/@content

https://cdnn21.img.ria.ru/images/07e5/0b/18/1760481600_0:165:3252:1994_1920x0_80_0_0_673539dfb5ab3111eb26d7556538859a.jpg

МОСКВА, 17 дек — РИА Новости. Проект «Сахалин-1» в пятницу аварийно остановил подачу газа в магистральный газопровод, последствий для населения нет: ТЭЦ «Русгидро» в Хабаровском крае и на Сахалине продолжают работать, сообщили РИА Новости в Минэнерго РФ и «Русгидро».»17 декабря в 07-05 произошла аварийная остановка подачи газа с проекта «Сахалин-1» месторождения Чайво компании «Эксон Нефтегаз Лимитед» в магистральный газопровод «Оха — Комсомольск-на-Амуре», — говорится в сообщении Минэнерго.Отмечается, что Комсомольские ТЭЦ-1, 2 и 3, а также Амурская ТЭЦ-1 и Николаевская ТЭЦ, принадлежащие дочерней компании «Русгидро» ДГК, нагрузку не снижали. «Риски нарушения электроснабжения и теплоснабжения потребителей отсутствуют. Последствий нет, станции ДГК работают на остаточном давлении газа в магистральном газопроводе. Для исключения резкого падения давления перед ГРС города Комсомольск-на-Амуре осуществляется частичный перевод оборудования на резервное топливо», — пояснили в «Русгидро». Там добавили, что запаса резервного топлива, а именно угля, достаточно.»Последствий для населения нет», — также отметили в Минэнерго, добавив, что причина аварийной остановки выясняется.Проект «Сахалин-1» реализуется на условиях соглашения о разделе продукции. Оператором проекта с долей 30% выступает Exxon Neftegas Ltd («Эксон Нефтегаз Лимитед», дочерняя компания ExxonMobil), у «Роснефти» — 20%, у японской Sodeco — 30% и у индийской ONGC — 20%.

https://ria.ru/20200703/1573827366.html

хабаровский край

комсомольск-на-амуре

россия

РИА Новости

[email protected]

7 495 645-6601

ФГУП МИА «Россия сегодня»

https://xn--c1acbl2abdlkab1og. xn--p1ai/awards/

2021

РИА Новости

[email protected]

7 495 645-6601

ФГУП МИА «Россия сегодня»

https://xn--c1acbl2abdlkab1og.xn--p1ai/awards/

Новости

ru-RU

https://ria.ru/docs/about/copyright.html

https://xn--c1acbl2abdlkab1og.xn--p1ai/

РИА Новости

[email protected]

7 495 645-6601

ФГУП МИА «Россия сегодня»

https://xn--c1acbl2abdlkab1og.xn--p1ai/awards/

https://cdnn21.img.ria.ru/images/07e5/0b/18/1760481600_392:0:3123:2048_1920x0_80_0_0_a6edf8ea3ae9bb27e0d930d7bda2011d.jpg

РИА Новости

[email protected]

7 495 645-6601

ФГУП МИА «Россия сегодня»

https://xn--c1acbl2abdlkab1og.xn--p1ai/awards/

РИА Новости

[email protected]

7 495 645-6601

ФГУП МИА «Россия сегодня»

https://xn--c1acbl2abdlkab1og.xn--p1ai/awards/

экономика, хабаровский край, комсомольск-на-амуре, россия

«Сахалин-1» аварийно остановил подачу газа

2.

Режимы работы магистрального газопровода. Автоматизированный контроль давления в магистральном газопроводе

«Методические рекомендации по определению технологических потерь природного газа при транспортировке магистральным трубопроводным транспортом» (утв. Минэнерго России 24.01.2019)

Утверждаю

Заместитель Министра энергетики

Российской Федерации

П.Ю.СОРОКИН

24 января 2019 г.

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ

ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА

ПРИ ТРАНСПОРТИРОВКЕ МАГИСТРАЛЬНЫМ

ТРУБОПРОВОДНЫМ ТРАНСПОРТОМ

Методические рекомендации по определению технологических потерь природного газа при транспортировке магистральным трубопроводным транспортом (далее — Методические рекомендации) предназначены для использования при подготовке обосновывающих документов и расчетов технологических потерь природного газа при транспортировке магистральным трубопроводом организациями, оказывающими услуги по транспортировке, и организациями, передающими для транспортировки природный газ.

Методические рекомендации разработаны взамен Методических рекомендаций по определению и обоснованию технологических потерь природного газа при транспортировке магистральным трубопроводным транспортом, утвержденных Минэнерго России 9 июля 2012 года.

В целях настоящих Методических рекомендаций применены следующие термины и определения:

Баланс газа: количественное итоговое равное соотношение с одной стороны: остатки на начало отчетного периода и поступления газа; с другой стороны: отбор газа на различные цели, в том числе производственные и бытовые нужды, потери, в том числе технологические, отпуск газа потребителям и (или) покупателям, остатки газа на конец отчетного периода.

Газоперекачивающий агрегат (ГПА): установка, включающая в себя газовый компрессор (нагнетатель), привод (газотурбинный, электрический, поршневой или другого типа) и оборудование, необходимое для их функционирования.

Газопровод магистральный: технологически неделимый, централизованно управляемый имущественный производственный комплекс, состоящий из взаимосвязанных объектов, являющихся его неотъемлемой технологической частью, предназначенных для транспортировки подготовленного в соответствии с техническим регламентом и национальными стандартами природного газа от объектов добычи и (или) пунктов приема до пунктов сдачи потребителям или передачи в распределительные газопроводы, или на хранение.

Газопровод-отвод: газопровод, обеспечивающий некомпримируемую подачу газа от магистрального газопровода до ГРС, ГИС.

Давление газа рабочее: максимально возможное давление газа, установленное проектом, при котором обеспечивается режим эксплуатации газопровода.

Источник технологических потерь природного газа: производственный объект (сооружение, технологическое оборудование, устройство), вследствие технологического функционирования которого в процессе транспортировки природного газа магистральным трубопроводом возникают потери природного газа.

Методика: способ расчета, установления, определения искомых величин, алгоритма осуществления операций и процедур выполнения работы.

Технологические потери природного газа при транспортировке магистральным трубопроводом (Технологические потери) — неизбежные и безвозвратные потери природного газа, обусловленные технологическими особенностями процесса транспортировки, определенного проектной документацией, требованиями нормативных документов и положениями стандартов, а также физико-химическими характеристиками транспортируемого природного газа.

Норматив технологических потерь природного газа при транспортировке магистральным трубопроводом: относительная величина потерь природного газа, обусловленная технологическим процессом транспортировки природного газа по участку магистрального трубопровода в расчетном периоде, к величине объема природного газа, подлежащего транспортировке по данному участку в соответствии с технологической схемой транспортировки, утвержденной в установленном порядке.

Транспортировка природного газа: совокупность технологических операций, включающая в себя закачку (прием) природного газа для транспортировки магистральным трубопроводом, перемещение (перекачку) природного газа от пунктов приема до пунктов сдачи и сдачу природного газа по итогам транспортировки трубопроводным транспортом.

Открыть полный текст документа

ГАЗОПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ — что такое в Энциклопедическом словаре по металлургии

Смотреть что такое ГАЗОПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ в других словарях:

ГАЗОПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ

(a. trunk gas pipeline, gas main; н. Ferngasleitung; ф. gazoduc conduite а gaz; и. gaseoducto, caсeria troncal de gas) — трубопровод, предназначенный для транспортирования природного газа из района добычи или произ-ва к пунктам потребления. Г. м. — один из осн. элементов газотрансп. систем. Cооружается из стальных труб диаметром до 1420 мм на рабочее давление 7,5 МПa c пропускной способностью до 50-60 млрд. м3 газа в год. Г. м. прокладывают: на глуб. 0,8-1 м до верхней образующей трубы — подземная прокладка; на опорах — надземная; в насыпных дамбах — наземная. Для транспортирования газа c мор. газовых промыслов на берег сооружаются подводные мор. Г. м. B состав сооружений Г. м. входят: головная и промежуточные компрессорные станции, предназначенные для компримирования газа в начальном и промежуточном пунктах трассы; пункты осушки газа и очистки его от h3S и CO2 на головной компрессорной станции. Ha компрессорных станциях Г. м. большого диаметра (1020-1420 мм) после центробежных нагнетателей устанавливают аппараты воздушного охлаждения газа. Ha Г. м. меньших диаметров газ успевает охлаждаться за счёт теплообмена c грунтом. Ha конечном пункте Г. м. и конечных пунктах ответвлений от Г. м. газ поступает в газораспределит. станцию, где его давление понижается до величины, допускаемой в данной газораспределит. системе. Для компенсации сезонной неравномерности газопотребления вблизи конечного пункта Г. м. сооружаются подземные газохранилища или хранилища сжиженного природного газа, в к-рых летом создаётся запас газа для последующего его использования зимой или при увеличении потребления. Защита труб Г. м. от почвенной коррозии осуществляется наружной противокоррозионной изоляцией и катодной защитой трубопроводов. Г. м. снабжаются системами телемеханики и связи для возможности контролирования работы компрессорных станций из центр. диспетчерского пункта, оборудуемого автоматизир. системой управления технол. процессом транспортирования газа. Для придания природному газу специфич. запаха производится его одоризация на головной компрессорной станции и на конечном пункте Г. м. Hадёжность Г. м. обеспечивается созданием резерва газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях, применением высококачеств. стальных труб, прокладкой параллельных линий Г. м. c перемычками между ними. Литература: Tрубопроводный транспорт нефти и газа, м., 1978. B. A. Юфин…. смотреть

ГАЗОПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ

► main gas pipeline Трубопровод, предназначенный для транспортирования природного газа из района добычи или производства к пунктам потребления. Ма… смотреть

ГАЗОПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ

главный газопровод для транспортирования горючих газов под высоким давлением от места их добычи или производства до газораспределительных станций(Болга… смотреть

ГАЗОПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ

ГАЗОПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ - главный газопровод для транспортирования горючих газов под высоким давлением от места их добычи или производства до газораспределительных станций (Болгарский язык; Български) — магистралей газопровод (Чешский язык; Čeština) — dálkový plynovod (Немецкий язык; Deutsch) — Ferngasleitung (Венгерский язык; Magyar) — gáz fővezeték (Монгольский язык) — хийн гол шугам (Польский язык; Polska) — gazociąg magistralny (Румынский язык; Român) — conductă magistrală de gaze (Сербско-хорватский язык; Српски језик; Hrvatski jezik) — magistralni gasovod (Испанский язык; Español) — gasoducto (Английский язык; English) — gas main; gas pipeline (Французский язык; Français) — gazoduc. .. смотреть

ГАЗОПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ

«…Магистральный газопровод; МГ: технологически неделимый, централизованно управляемый имущественный производственный комплекс, состоящий из взаимосвя… смотреть

ГАЗОПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ

ГАЗОПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ, сооружение для транспортировки горючих газов от места добычи или производства к пунктам потребления. Различают подземные, надземные (на опорах), в насыпи. Давление газа в магистральном газопроводе поддерживается газокомпрессорными станциями. В конечных пунктах магистрального газопровода сооружаются газораспределительные станции. Максимальный диаметр труб магистрального газопровода 1420 мм. … смотреть

ГАЗОПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ

ГАЗОПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ — сооружение для транспортировки горючих газов от места добычи или производства к пунктам потребления. Различают подземные, надземные (на опорах), в насыпи. Давление газа в магистральном газопроводе поддерживается газокомпрессорными станциями. В конечных пунктах магистрального газопровода сооружаются газораспределительные станции. Максимальный диаметр труб магистрального газопровода 1420 мм. … смотреть

ГАЗОПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ

ГАЗОПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ , сооружение для транспортировки горючих газов от места добычи или производства к пунктам потребления. Различают подземные, надземные (на опорах), в насыпи. Давление газа в магистральном газопроводе поддерживается газокомпрессорными станциями. В конечных пунктах магистрального газопровода сооружаются газораспределительные станции. Максимальный диаметр труб магистрального газопровода 1420 мм…. смотреть

ГАЗОПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ

ГАЗОПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ, трубопровод для транспортировки горючих газов от места добычи или производства к пунктам потребления. Различают подземные, наземные (на опорах), морские, подводные. Давление газа в газопроводе магистральном поддерживается газокомпрессорными станциями. Длина наиболее протяженных газопроводов магистральных составляет несколько тыс. км («Уренгой — Помары — Ужгород», «Союз» и др.). … смотреть

ГАЗОПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ

— сооружение для транспортировки горючих газов отместа добычи или производства к пунктам потребления. Различают подземные,надземные (на опорах), в насыпи. Давление газа в магистральном газопроводеподдерживается газокомпрессорными станциями. В конечных пунктахмагистрального газопровода сооружаются газораспределительные станции.Максимальный диаметр труб магистрального газопровода 1420 мм…. смотреть

ГАЗОПРОВОД МАГИСТРАЛЬНЫЙ

, трубопровод для транспортировки горючих газов от места добычи или производства к пунктам потребления. Различают подземные, наземные (на опорах), морские, подводные. Давление газа в газопроводе магистральном поддерживается газокомпрессорными станциями. Длина наиболее протяженных газопроводов магистральных составляет несколько тыс. км («Уренгой — Помары — Ужгород», «Союз» и др.)…. смотреть

проживающих вблизи газопровода

Трубопроводы наибольшей пропускной способности — магистральные газопроводы высокого давления — транспортируют газ на большие расстояния при очень высоком давлении, связывая источники газоснабжения с местными газораспределительными сетями или крупными точками потребления.

Мы хотим обеспечить безопасность всех, кто живет или работает рядом с нашими газопроводами. Поскольку трубопроводы скрыты под землей, важно выяснить, что находится под ними, прежде чем копать — как для защиты себя, так и для основных служб, находящихся под землей.

Газопроводы идентифицируются по расположенным через равные промежутки предупредительным знакам. Эти указатели обозначают трассу газопровода, но не указывают точное местонахождение подземного газопровода.

Если газопровод проходит через вашу собственность

Если сервитут газопровода зарегистрирован на ваше право собственности, существуют условия, связанные с сервитутом, включая то, что вы можете и что не можете делать в зоне коридора трубопровода. Это будет включать требование получить предварительное письменное разрешение от APA для деятельности в пределах коридора, например:

замена или установка ограждения
любые земляные работы
выравнивание или оконтуривание земли
озеленение и посадка деревьев
хранение материалов или возведение конструкций
использование взрывчатых веществ
использование вибрационных машин
перевозка тяжелой техники или грузов

Если вы хотите провести работы, мы выезжаем, чтобы определить точное местонахождение газопровода и можем контролировать работы на коридоре газопровода или рядом с ним.Эта услуга бесплатна для всех землевладельцев. За проведение работ на коридоре газопровода без предварительного согласования применяются штрафные санкции.

APA призывает всех землевладельцев использовать услугу «Набери номер, прежде чем копать»

В рамках наших трубопроводных операций мы будем регулярно получать доступ к вашей собственности по полосе отчуждения или по согласованным маршрутам доступа. Целью нашего доступа является проведение наземного патрулирования, обследований катодной защиты и выполнение работ по техническому обслуживанию коридора трубопровода.Если нам потребуется выполнить существенное техническое обслуживание, мы обсудим это с вами до начала работ.

Мы здесь, чтобы помочь, пожалуйста, свяжитесь с нами …

при планировании работ на коридоре газопровода или вблизи него.
при продаже или разделе вашей собственности.
, чтобы сообщить о несанкционированной деятельности в коридоре газопровода или рядом с ним (т. е. о любом, кто работает в коридоре газопровода или рядом с ним, кто не нанят вами по контракту или не является представителем APA. )
если вы заметили эрозию почвы на коридоре газопровода или рядом с ним
для сообщения о поврежденных или отсутствующих предупреждающих знаках

Свяжитесь с нами по телефону:

БЕСПЛАТНЫЙ ЗВОНОК 1800 103 452

ЭЛЕКТРОННАЯ ПОЧТА [электронная почта защищена]

%PDF-1.4 % 431 0 объект > эндообъект внешняя ссылка 431 184 0000000016 00000 н 0000005287 00000 н 0000005467 00000 н 0000005596 00000 н 0000005640 00000 н 0000006036 00000 н 0000006148 00000 н 0000006262 00000 н 0000006973 00000 н 0000007613 00000 н 0000008238 00000 н 0000008819 00000 н 0000009392 00000 н 0000009869 00000 н 0000010298 00000 н 0000010478 00000 н 0000010706 00000 н 0000011183 00000 н 0000011793 00000 н 0000012419 00000 н 0000012667 00000 н 0000012964 00000 н 0000013036 00000 н 0000013112 00000 н 0000013247 00000 н 0000013296 00000 н 0000013461 00000 н 0000013510 00000 н 0000013678 00000 н 0000013727 00000 н 0000013881 00000 н 0000013930 00000 н 0000014085 00000 н 0000014134 00000 н 0000014342 00000 н 0000014390 00000 н 0000014543 00000 н 0000014592 00000 н 0000014719 00000 н 0000014768 00000 н 0000014947 00000 н 0000014996 00000 н 0000015122 00000 н 0000015171 00000 н 0000015302 00000 н 0000015351 00000 н 0000015494 00000 н 0000015543 00000 н 0000015683 00000 н 0000015732 00000 н 0000015868 00000 н 0000015917 00000 н 0000016040 00000 н 0000016089 00000 н 0000016221 00000 н 0000016270 00000 н 0000016399 00000 н 0000016448 00000 н 0000016558 00000 н 0000016607 00000 н 0000016721 00000 н 0000016769 00000 н 0000016892 00000 н 0000016940 00000 н 0000017064 00000 н 0000017112 00000 н 0000017230 00000 н 0000017278 00000 н 0000017384 00000 н 0000017432 00000 н 0000017562 00000 н 0000017610 00000 н 0000017745 00000 н 0000017793 00000 н 0000017935 00000 н 0000017983 00000 н 0000018101 00000 н 0000018149 00000 н 0000018290 00000 н 0000018338 00000 н 0000018491 00000 н 0000018539 00000 н 0000018694 00000 н 0000018742 00000 н 0000018910 00000 н 0000018958 00000 н 0000019085 00000 н 0000019133 00000 н 0000019226 00000 н 0000019275 00000 н 0000019427 00000 н 0000019529 00000 н 0000019578 00000 н 0000019687 00000 н 0000019839 00000 н 0000019987 00000 н 0000020035 00000 н 0000020186 00000 н 0000020336 00000 н 0000020440 00000 н 0000020488 00000 н 0000020594 00000 н 0000020642 00000 н 0000020793 00000 н 0000020924 00000 н 0000020972 00000 н 0000021058 00000 н 0000021106 00000 н 0000021206 00000 н 0000021254 00000 н 0000021352 00000 н 0000021400 00000 н 0000021510 00000 н 0000021558 00000 н 0000021653 00000 н 0000021701 00000 н 0000021808 00000 н 0000021856 00000 н 0000021962 00000 н 0000022010 00000 н 0000022118 00000 н 0000022166 00000 н 0000022214 00000 н 0000022262 00000 н 0000022355 00000 н 0000022404 00000 н 0000022520 00000 н 0000022671 00000 н 0000022782 00000 н 0000022831 00000 н 0000022957 00000 н 0000023006 00000 н 0000023110 00000 н 0000023159 00000 н 0000023264 00000 н 0000023313 00000 н 0000023408 00000 н 0000023457 00000 н 0000023561 00000 н 0000023610 00000 н 0000023716 00000 н 0000023765 00000 н 0000023865 00000 н 0000023914 00000 н 0000023963 00000 н 0000024012 00000 н 0000024124 00000 н 0000024173 00000 н 0000024320 00000 н 0000024369 00000 н 0000024418 00000 н 0000024499 00000 н 0000024547 00000 н 0000024645 00000 н 0000024694 00000 н 0000024794 00000 н 0000024843 00000 н 0000024942 00000 н 0000024991 00000 н 0000025097 00000 н 0000025146 00000 н 0000025260 00000 н 0000025309 00000 н 0000025432 00000 н 0000025480 00000 н 0000025576 00000 н 0000025624 00000 н 0000025731 00000 н 0000025779 00000 н 0000025884 00000 н 0000025932 00000 н 0000025980 00000 н 0000026029 00000 н 0000026147 00000 н 0000026196 00000 н 0000026329 00000 н 0000026378 00000 н 0000026491 00000 н 0000026540 00000 н 0000026643 00000 н 0000026692 00000 н 0000026741 00000 н 0000005112 00000 н 0000004058 00000 н трейлер ]>> startxref 0 %%EOF 614 0 объект >поток xb«`b`e`e« €

Природный газ

Обзор

Системы Оклахомы состоят из 10 систем сбора природного газа с трубопроводами для сбора природного газа протяженностью 4600 миль, пяти установок по очистке природного газа и трех заводов по переработке природного газа. Системы Оклахомы собирают, сжимают, обрабатывают и перерабатывают сжатый газ из скважин в Атоке, Блейне, Картере, Кливленде, Коале, Крик, Гарвине, Гарфилде, Грейди, Хаскелле, Хьюзе, Латимере, Ле Флоре, Линкольне, Макклейне, Макинтош, Нобл, Округи Окфуски, Оклахома, Окмалги, Осейдж, Пауни, Пейн, Питтсбург, Поттаватоми, Понтоток, семинол, Стивенс, Талса, Вагонер и Вашингтон в Оклахоме.

Ресурсы

Газоконтроль или аварийные ситуации на трубопроводе

Дополнительная информация

Система сбора Enid
Система сбора Enid от Kinder Morgan собирает природный газ из скважин в округе Гарфилд, штат Оклахома.Эта система состоит из пяти миль трубопроводов для сбора природного газа.

Система сбора Kinta
Система сбора Kinta компании Kinder Morgan собирает и обрабатывает природный газ (бассейн Аркома) из скважин в округах Хаскелл, Латимер, Ле Флор и Питтсбург, штат Оклахома. Система состоит из 605 миль трубопроводов для сбора природного газа.

Система сбора Matli
Система сбора Matli от Kinder Morgan собирает, сжимает и перерабатывает природный газ из скважин в округе Блейн, штат Оклахома.Система состоит из 85 миль трубопроводов для сбора природного газа.

Система Милфэй
Система Milfay компании Kinder Morgan Midstream собирает, сжимает и перерабатывает газ из скважин, расположенных в округах Талса, Крик, Линкольн и Окфуски в Оклахоме. Система состоит примерно из более чем 360 миль сборных трубопроводов, семи компрессорных станций и пропановой холодильной установки мощностью 15 млн кубических футов в сутки. Ограниченные объемы природного газа также могут поставляться из системы сбора на перерабатывающий завод Kinder Morgan в Падене по системе Страуд.Остаточный газ доставляется с завода Milfay в НГТ, а ШФЛУ доставляется в ONEOK Hydrocarbon.

Горные системы
Системы Mountain компании Kinder Morgan Midstream состоят из трех отдельных систем сбора трубопроводов: Blue Mountain, Cyclone Mountain и Pine Mountain. Эти системы собирают, сжимают и обрабатывают природный газ из скважин в округах Атока, Питтсбург и Латимер в бассейне Аркома на юго-востоке Оклахомы. Система состоит примерно из 230 миль газосборных трубопроводов и 10 компрессорных станций мощностью более 35 000 лошадиных сил (л.с.).Производство в системах Blue и Pine Mountain, как правило, не требует переработки. Система Cyclone имеет аминовую очистку для обработки газа из сланца Lean Woodford. Нижестоящими точками повторной доставки являются Enable и CenterPoint.

Система Осейдж
Система Kinder Morgan Midstream Osage собирает, сжимает и повторно подает природный газ, добываемый из угольных метановых скважин, традиционных газовых и нефтяных скважин, и попутный природный газ из нефтяных скважин Миссисипи Лайм, добываемых в округах Ноубл, Осейдж, Пауни, Пейн, Талса и Вашингтон. Северная Оклахома.Система Осейдж состоит примерно из 600 миль трубопроводов и 12 компрессорных станций. Бедный природный газ метан угольных пластов подается в трубопроводы сбыта мазута. Богатый природный газ перерабатывается на заводе Kinder Morgan Midstream в Падене в рамках нашей системы Stroud, в которой есть установки по удалению азота. Выходами остатков являются Enogex и OGT, в то время как ШФЛУ доставляются в ONEOK Hydrocarbons.

Система Страуда
Система Stroud компании Kinder Morgan Midstream собирает природный газ из скважин, расположенных в округах Линкольн, Оклахома, Поттаватоми, Семинол и Окфуски, штат Оклахома.Система Страуд состоит примерно из 940 миль газосборных трубопроводов, 35 компрессорных станций с мощностью сжатия более 75 000 лошадиных сил (л.с.) и двух взаимосвязанных перерабатывающих заводов. Завод в Падене имеет систему стабилизации конденсата на входе, криогенную установку производительностью 52 миллиона кубических футов в сутки (Млн кубических футов в сутки), холодильную установку производительностью 40 млн кубических футов в сутки и установку удаления азота. На заводе Harrah есть две криогенные установки общей производительностью 38 млн кубических футов в сутки. И заводы в Падене, и заводы в Харрах могут работать с пониженным извлечением этана.Оба завода поставляют ШФЛУ по трубопроводу в ONEOK Hydrocarbon. Завод в Падене имеет выходы остаточного природного газа в Enable и OGT. На заводе Harrah имеется выход остаточного газа в Enable.

Система Твин Риверс
Система Twin Rivers компании Kinder Morgan Midstream собирает природный газ из богатых сланцевых месторождений Вудфорд и других скважин продуктивных пластов, расположенных в округах Коул, Хьюз, Окфуски, Окмулги, Понтоток и Семинол штата Оклахома. Система Twin Rivers состоит примерно из 625 миль собирающих трубопроводов и 13 компрессорных станций.В настоящее время газ из системы поставляется на завод в Падене и на сторонние заводы для переработки. ШФЛУ доставляются по трубопроводу в ONEOK Hydrocarbon. Остаточный природный газ подается на выпуски остаточного газа, включая Enable и CenterPoint.

Система сбора сланцев Woodford
Система сбора сланцев Woodford компании Kinder Morgan собирает природный газ (бассейн Аркома) из скважин, расположенных в округе Хьюз, штат Оклахома. Система состоит из 57 миль трубопроводов для сбора природного газа.Kinder Morgan предлагает стороннюю обработку для этой системы.

Анализ оптимального энергопотребления трубопровода природного газа

Системы трубопроводов природного газа сложны. В их состав входят трубопроводы, станции, компрессоры, жидкости, факторы внешней среды и другие компоненты. Основываясь на политике Китая по энергосбережению и сокращению выбросов, а также на предпосылках плана объемов транспортировки (количество на входе или объем на подаче), отдел эксплуатации трубопроводов должен настроить компрессоры каждой станции и определить рабочие параметры для каждой станции, чтобы достичь наименьшего энергопотребления. для трубопроводной системы.

Для изучения минимального энергопотребления системы трубопроводов природного газа необходимо построить соответствующую математическую модель. Разумная и точная математическая модель – залог получения наилучших результатов.

2.1. Целевая функция

В процессе эксплуатации трубопровода основное потребление энергии происходит от привода компрессора. Поэтому мы установили целевую функцию как цель минимального потребления единицы продукции, которая выражается как

мин⁡F=(Spω1+Sgω2)Tur,

(1)

где F – расход трубопровода на единицу продукции в кг у.т./(10 ⁷ Нм³·км), S _p потребляемая мощность в кВт·ч, S _г расход газа в м ³ , ω ₁ — коэффициент преобразования электрического угля, основанный на китайском национальном стандарте GB2589-81, равный 0.1229 кг у.т./(кВт·ч), ω ₂ — коэффициент преобразования газа в уголь, основанный на китайском национальном стандарте GB2589-81 и равный 1,33 кг у.т./м ³ и T _ур оборот в 10 ⁷ Нм³·км.

Потребляемая мощность S _р можно выразить следующим образом:

Расход газа S _г можно выразить как

где n количество компрессоров, N _i — мощность на валу компрессора i в кВт, т _i — время работы i -го компрессора в час, η _ei КПД приводного двигателя компрессора i , η _gi – КПД турбины i -го компрессора, а ge – коэффициент потери газа газовой турбины в Нм ³ / /(кВт·ч).

Оборот Т _ur можно выразить как

Тур=10−4∑i=1nQiLit,

(4)

где Q _i объемный расход i -го участка трубопровода в Нм ³ /д, л _i – длина и -го участка трубопровода в км, а t – срок поставки в д.

2.3. Ограничение Условие

Чтобы гарантировать безопасную работу трубопровода и устройств, как рабочие параметры трубопроводов, так и рабочие параметры устройств должны находиться в допустимых пределах.А именно, параметры должны удовлетворять ряду условий ограничений.

( 1) Ограничение входного и выходного давления . В соответствии с потребностями пользователя существуют некоторые требования к давлению подвоздушного узла. Они выражаются как

Pimin⁡≤Pi≤Pimax⁡ (i=1,2,…,nS),

(6)

где Р _i — давление i -го узла в Па, P _i _мин⁡ — минимально допустимое давление узла i в Па, а P _{i max⁡} максимально допустимое давление узла i в Па.

( 2) Ограничения прочности трубопровода . Для обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводов давление газа должно быть меньше максимально допустимого рабочего давления, чтобы

Pk≤Pkmax⁡ (k=1,2,…,np),

(7)

где Р _к давление к -й трубы в Па и Р _{k max⁡} максимально допустимое давление трубы k в Па.

( 3) Ограничения производительности компрессора .Уравнение мощности компрессора:

где M — расход компрессора в кг/с, H — политропический напор компрессора, η — КПД компрессора.

Кривая напора рассчитывается в соответствии с

— H = H = H = H ₁ S ² + H + H ₂ S Q + H ₃ Q ²,

(9 )

где ч ₁ , ч ₂ и ч ₃ — подгоночные коэффициенты кривой напора, S — скорость компрессора, Q — фактическая скорость перелива компрессора в м ³ /день.

Кривая эффективности рассчитывается в соответствии с

где е ₁ и и ₂ — подгоночные коэффициенты кривой мощности.

Кривая гудения рассчитывается в соответствии с

Q _выброс = с ₁ + с ₂ H ,

110090 (00

100090 где Q _помпаж это пульсирующий поток в м ³ /d и с ₁ и с ₂ — подгоночные коэффициенты кривой гудения.

Кривая торможения рассчитывается в соответствии с

Q _камень = s ₃ + s ₄ H , 02

120002 (00

120002 где Q _камень застой потока в м ³ /д и с ₃ и с ₄ — подгоночные коэффициенты кривой стагнации.

С (9) по (12) нанесены на рисунок, образуя замкнутую область. Эта область является рабочей зоной компрессора.

( 4) Ограничение мощности компрессора . Ограничения мощности представлены

Н _мин⁡ < Н < Н _макс⁡ ,

(13)

где Н _мин⁡ — минимально допустимая мощность компрессора в МВт, а Н _max⁡ — максимально допустимая мощность компрессора в МВт.

( 5) Ограничения скорости компрессора .Ограничения скорости представлены

S _мин⁡ < S < S _макс⁡ ,

(14)

где С _мин⁡ — минимальная скорость компрессора в об/мин, а S _max⁡ — максимальная скорость компрессора в об/мин.

( 6) Ограничения температуры на выходе компрессора . Температурные ограничения представлены

где Т _H _max⁡ — максимальная температура на выходе компрессора в K.

( 7) Уравнение падения давления в трубопроводе . Давление в трубопроводе определяется двумя факторами: величиной падения давления на трение и изменением давления из-за изменения высоты. Расчет перепада давления основан на уравнениях неразрывности и импульса. Вводя массовый расход газа [20], получаем

M=π4[PQ2−PZ2(1+a∆h)]D5λZRTL(1+(a/2L)∑i=1n(hi−hi−1)Li),

(16)

где M – расход газа по трубам в кг/с, P _Q начальное давление трубопровода в Па ( P _Q = P _д ), П _Z — давление на конце трубопровода в Па ( P _З = П _s ), T – средняя температура газового потока в K, L – длина газопровода в м, D – диаметр в м, Δ h – перепад высот между началом и концом трубопровода в м, Z — сжимаемость газа (т. е., вычисление давления уравнения состояния BWRS), а λ — коэффициент трения.

( 8) Формула падения температуры трубы . Падение температуры трубы рассчитывается по формуле

T = T = T = T = _{0 + ( T _Q — T ₀) E ^{— A x x},}

(17)

где T – температура трубопровода длиной x в К, T ₀ — температура трубопровода в месте глубокого залегания в К, а Т _Q – температура в начале трубопровода в К.

( 9) Ограничения баланса потока узлов трубопроводной сети . Для газопровода в любом узле по закону сохранения массы приток и отток газа должны быть равны 0. В общем случае для системы газопровода с Nn узлами равновесный расход газа уравнения узла можно записать в виде

∑k∈Cii=1NnαikMik+Qi=0,

(18)

где С _i набор, связанный с i -м узловым элементом, M _ik абсолютное значение элемента k в/из потока узла, подключенного к i -му узлу, Q _i это поток в узле обмена с внешним миром (поток в плюс, выход из минуса), а a _ik — коэффициент (при входящем трафике компоненты узла k равны +1, а при исходящем трафике компоненты узла k равны −1).

Математическая модель может быть записана в стандартной форме для моделей оптимизации как

мин⁡ f(x) s.t: gi(x)≤0 (i=1,2,…,m),

(19)

где x представляют переменные оптимизации, а м — количество ограничений.

Защита от избыточного давления для систем распределения природного газа

Автор: Джон Дево, Бейкер Хьюз

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

Как мы видели в недавних событиях, даже при наличии этих знаний и мер предосторожности все еще существует вероятность того, что что-то может пойти не так.

Каждая газовая система рассчитана и одобрена для максимально допустимого рабочего давления (MAOP). Устройства регулирования или контроля давления используются для поддержания давления в системе ниже этого максимального значения.В системах бытового водоснабжения MAOP может быть чрезвычайно низким; часто всего несколько дюймов водяного столба (<1 PSI).

Такие системы низкого давления могут быть уязвимы даже к незначительным колебаниям давления и могут привести к серьезным последствиям. Вот почему критически важно использовать оборудование или системы защиты от избыточного давления, 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 подходящие устройства безопасности для своей системы в соответствии с федеральными нормами, кодексами и стандартами проектирования компании.Ниже приводится общий обзор распространенных на сегодняшний день методов обеспечения защиты от избыточного давления.

Клапан сброса давления

В прошлые годы предохранительные клапаны (ПРД) были наиболее распространенным средством защиты газопроводов от избыточного давления. Когда предохранительные клапаны обнаруживали, что давление ниже по потоку превышает заданное значение, они автоматически открывались, чтобы сбросить избыточное давление. Хотя этот метод проверен, он также имеет некоторые недостатки.

Может потребоваться более одного предохранительного клапана, чтобы обеспечить достаточную пропускную способность для всех условий, при этом каждый клапан должен быть настроен на немного отличающееся заданное давление, чтобы они срабатывали последовательно в зависимости от уровня избыточного давления в системе.Это повышение давления в данной конструкции необходимо учитывать при определении безопасного рабочего давления и давления сброса.
При сбросе эти клапаны не только шумят, но и выпускают легковоспламеняющиеся вредные парниковые газы (90-95% метана) прямо в нашу атмосферу.

Предохранительные клапаны, используемые в этих системах, могут быть предохранительными регуляторами (регуляторами обратного давления), подпружиненными или пилотными, регулирующими клапанами, как правило, для систем большей производительности.

Наиболее распространенная система, используемая сегодня на станциях регулирования природного газа, представляет собой два последовательно управляемых регулятора или регулирующего клапана, один из которых работает как «рабочий», а другой настроен на несколько более высокое установочное давление как «контрольный». Это приводит к тому, что Worker становится основным контролирующим устройством, функционирующим в нормальных условиях. Монитор будет оставаться открытым до тех пор, пока он не обнаружит, что давление ниже по потоку превысило его более высокое установленное давление, после чего он начнет закрываться и контролировать давление на более высоком уровне.Это создает избыточную систему, которая статистически снижает риск полного отказа на 400%.

Эта система может быть сконструирована с использованием регулирующих клапанов или регуляторов с пилотным управлением. Пилотные регуляторы обычно имеют более простую конструкцию и не имеют внешних выпускных отверстий (отсутствие вентиляции в окружающую среду) во время работы, и их часто предпочитают, когда позволяют требования к мощности. Конструкции с пилотным управлением предпочтительнее пружинных версий, поскольку они более чувствительны и имеют более высокую точность — обычно в пределах 1%, а не 15% для конструкций с пружинным возвратом.

Другим преимуществом является то, что пилот может полностью открыть регулятор, если давление ниже заданного значения. Это позволяет использовать его в широко открытой настройке монитора. пока рабочий выполняет свою работу правильно, монитор остается широко открытым, сводя к минимуму ограничение потока. Подпружиненный регулятор в аналогичной установке останется частично закрытым. (рис. 1)

Система рабочего/монитора

Регулирующие клапаны

предпочтительны для использования в качестве рабочих/контроллеров 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 сопротивления при полном открытии.

Поскольку регулирующие клапаны не являются самодействующими, требуется датчик давления для обеспечения обратной связи по регулируемому давлению, а также необходим контроллер для изменения положения клапана в ответ на это давление. В промышленных применениях, где доступны приборный воздух или источники питания, эти устройства обычно имеют пневматический или электрический привод. Но эти ресурсы не всегда доступны в удаленных местах, где может потребоваться регулирование газа, поэтому следует рассмотреть другой, более простой вариант.

Используя природный газ более высокого давления с входной стороны системы, управляющие клапаны могут питать регулирующий клапан напрямую без какого-либо внешнего источника питания, по существу объединяя датчик/преобразователь давления и контроллер в одном устройстве. Существуют версии с чрезвычайно низким уровнем утечек, а также конструкции с вентиляцией обратно в трубопровод, исключающие вентиляцию в атмосферу. Эти устройства могут превратить регулирующий клапан в самодействующий регулятор, сохраняя при этом высокую пропускную способность и способность перепада давления клапана для тяжелых условий эксплуатации. (рис. 2 и 3)

Преимущества широко открытого монитора
(пассивный/резервный):

Минимальное значение ΔP на мониторе снижает износ монитора.
Рабочий выше по течению может поймать мусор перед монитором.
Рабочий ниже по течению более точный и отзывчивый.
Уменьшите расход газа через контрольную пилотную систему.
Недорогая сборка.
Монитор всегда готов взять на себя управление.

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

Без выхода в атмосферу.
Газ постоянно подается в систему на безопасном уровне.
Простота обслуживания и экономичность.
Точный контроль.
Уменьшенный шум с монитором.

Другим вариантом является подход с рабочим монитором. Эта система очень похожа на широко открытую систему мониторинга, за исключением того, что в этом случае оба компонента постоянно активно дросселируют.В рабочей конфигурации монитора каждый регулятор принимает участие в снижении давления, чтобы поэтапно уменьшать давление. Первый регулятор устанавливается на несколько более высокое давление по сравнению со вторым и становится редуктором первой ступени.

Давление на выходе вышестоящего регулятора становится давлением на входе второго регулятора, который завершает снижение давления до желаемого давления на выходе. Второй пилот/регулятор используется для определения давления в системе ниже по потоку и запускает монитор первой ступени, который вступает в действие в случае избыточного давления и поддерживает это давление ниже по потоку. (рис. 4)

Преимущества рабочего монитора

Двухступенчатая отсечка давления снижает нагрузку на регуляторы за счет распределения рабочей нагрузки.
Распределенная рабочая нагрузка снижает частоту обслуживания системы.
Снижение шума системы при том же массовом расходе.
Состояние монитора-регулятора можно определить до возникновения аварийного состояния.
Экономично и долгосрочно.

Запорный клапан также может быть оснащен защитой от пониженного давления и обеспечивает дополнительный уровень защиты от избыточного давления в случае нарушения регулирования давления.Разница в том, что газ продолжает поступать, 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, в случае выхода из строя регулирующих устройств, как первичного, так и вторичного, ПЗК изолирует поток газа.

Отсечные клапаны

могут быть автономными устройствами или составной частью регулятора с пилотным управлением, каждый вариант оснащен собственными датчиками и механизмами 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 она не будет сброшена вручную. Это обеспечивает защиту системы и удерживает систему в выключенном состоянии до тех пор, пока не будет выявлена и устранена причина сбоя. (рис. 5)

Во время нормальной работы механизм защелки удерживает заслонку в открытом положении.Давление на выходе контролируется мембранами регулятора избыточного и пониженного давления. Сила, создаваемая чувствительным давлением, уравновешивается пружиной регулировки уставки, расположенной в корпусе пружины. Регулировочный винт можно использовать для изменения усилия пружины и контроля уставки избыточного давления или дополнительной уставки пониженного давления.

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

Если давление газа падает слишком низко для поддержания этой запальной лампы, газ может не воспламениться 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 перекрывает весь поток газа, если давление падает ниже безопасного значения, 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 безопасной регулировки и подачи газа. P&GJ

Автор: Джон Дево является старшим менеджером по продуктам марки Becker and Mooney по линиям газовых регуляторов и регуляторов в компании Baker Hughes, входящей в состав GE.Он имеет 35-летний опыт работы в отрасли регулирующих клапанов и регуляторов.

Связанные статьи

Сетевые карты маршрутов | National Grid Gas

Шейп-файлы сети передачи

Эти наборы данных предназначены только для ориентировочных целей. Они могут использоваться только для аварийного планирования и планирования землепользования и не могут использоваться в коммерческих целях. Они принадлежат National Grid, и вы должны указать нас в своем продукте или приложении, указав « © National Grid UK ».

Эти данные предоставляются только на максимально возможной основе с использованием доступной информации, задокументированной на тот момент операторами сети передачи. Несмотря на то, что мы прилагаем все усилия, чтобы обеспечить точность и актуальность информации, мы не несем никакой ответственности за любые прямые, косвенные или косвенные убытки или ущерб любого характера, независимо от причины, которые могут быть понесены в результате в результате использования такой информации.

Наборы данных содержат только данные по транспортировке газа. Чтобы получить данные о распределении газа, обратитесь в распределительную компанию в вашем регионе. Вы можете найти свою местную распределительную компанию на веб-сайте Energy Networks.

Если вы планируете проводить какие-либо земляные работы, посетите www.lsbud.co.uk и отправьте запрос не менее чем за 14 дней. Если у вас возникли трудности с использованием этой службы, свяжитесь с нашей командой по защите активов по телефону 01926 654844 или [email protected].

Все наборы данных сопровождаются метаданными Gemini 2.2.

Даты изменений:

Газопровод – 11 августа 2021 г.
Газовая площадка – 11 августа 2021 г.

Карты газовых сетей

Если у вас есть какие-либо вопросы, связанные с передачей ГИС National Grid, отправьте электронное письмо [email protected].

Определите интересующую вас область и загрузите соответствующий документ. Наши национальные магистральные газопроводы высокого давления показаны розовым цветом на общем фоне карты.

Если вы планируете приступить к работе, пожалуйста, свяжитесь с нами по крайней мере за 14 дней.

Если у вас есть совместимая ГИС, вы можете использовать шейп-файлы газа, представляющие эту сеть.

Варианты открытой конфигурации

Трубопроводы для природного газа — пропускная способность при низком давлении в зависимости от размера

Приведенные ниже таблицы можно использовать для определения размеров труб для природного газа.

Стальная труба — расписание 40

60 1 1 1/4 тысяча сто двадцать-шесть

Емкость трубы (MBH ≈ CFH)
Размер трубы (в)		длина трубы (FT)
номинальный	внутренний диаметр	10	20	40	80	150	300
46 1/2622	120	85		42	31	22
	3/4 0,824		272 192	136	96	70	50
		1,049 547	387	273	193	141	100
	1,380	1200		849 600	424	310	219
1 1/2	1.610	1860	1316	930	658	480	сообщения: 340
2	2,067	3759	2658	1880	1330	971	686
2	1/2 2,469	6169	4362	3084	2189	1593
	3 3,068	11225	7938	5613	3969	2898	2049
4	4. 026	23479	16602	11740	8301	6062	4287
5	5,047	42945	30367	21473	15183	11088	7841
6	6.065	69671	49265	49265	34836	24632	17989	12720	12720
8	7.981		141832	1002946	100290	70916	50145	36621	25895

Давление менее 1 1/2 Psig
Общие для использования фитингов Фактор 1.5 — Эквивалентная труба длина в таблице выше = длина трубы + 50%
перепад давления 0,5 дюйма водяного столба
удельный вес природного газа 0,6
29 кВт = 0,29 кДж / с)

143

Содержание энергии в природном газе 1000 BTU / FT ³ (37. 26 MJ / M ³)
Стальные трубы График 40

для природного газа Номинальный БТЕ/фут ³ варьируется примерно от 900 до 1100 БТЕ/фут ³ . В общем, принято устанавливать

1 кубический фут (ft ³ , CF) = приблизительно 1000 BTU

1 CFH = 1 MBH (MBH — тысячи BTU в час) Мобильные приложения от The Engineering ToolBox
— бесплатные приложения для автономного использования на мобильных устройствах.
Медная трубка — тип K
1 1 1/4 1 3/8
+
Емкость трубы (MBH ≈ CFH)
Размер трубы (в) Длина трубы (FT) Длина трубы (FT)
номинальный наружный диаметр 10 20 40 40 80 9
1/4 3/8 0.305 15 10 7 5
3/8 1 /2 0. 402 33 3 24 17 12 12
1/2 5/8 0.527 74 52 37 26
5/8 3 / 4 0,652 138 97 69 49
3/4 7/8 0,745 203 143 101 72
1 1/8 0.995 469 332 235 166
1,245 894 632 447 316
давление меньше чем 1 1/2 psig

общий коэффициент использования фитингов 1,5 — эквивалентная длина трубы в таблице выше = длина трубы + 50%
перепад давления 0,5 дюйма водяного столба
удельный вес природного газа 9001 0. 6
Содержание энергии в природном газе 1000 BTU / FT ³ (37.26 MJ / M ³)
One MBH эквивалентно 1000 BTU в час
Медная трубка типа K

Емкость трубы (MBH ≈ CFH)
1/4	3/8	0.305	15	10	7	5
3/8	1 /2	0. 402	33	3	24	17	12	12
1/2	5/8	0.527	74	52	37	26
5/8	3 /	4 0,652	138	97	69	49
	3/4 7/8		0,745 203	143	101	72
	1 1/8	0.995	469	332	235	166
			1,245 894	632	447	316

Медная трубка — тип L

1 1/4

Емкость трубы (MBH ≈ CFH)
Размер трубы (в)			длина трубы (FT)
номинальный диаметр	Внутренний диаметр	10	20	40	80
1/4	3/8	6 9.315	16	11	11	8	6
3/8	1/2	0.430	41	29	20	14
1/2	5 /	8 0,545	81	58	41	29
	5/8 3/4		0,666 146	103	73	52
3 / 4	7/8	0. 785	236	167	118	84
	1 1 1/8		1,025 511	362	256	181
	1 3/8	1.265	936	662	662	468	331	331	331	331

Давление менее 1 1/2 Psig
Общие для использования фитингов Фактор 1.5 — эквивалентная длина трубы в таблице выше = длина трубы + 50%
перепад давления 0,5 дюйма вод.ст. 3 (37.26 MJ / M ³)
Один MBH
3 эквивалентно 1000 BTU в час
Медная трубка типа L
1 BTU / H = 0.293 W
1 фунт = 0.4536 кг
1 фут (фут) = 0,3048 м
1 в воде = 248,8 Н/м = 0,0739 дюйма ртутного столба
1 psi (фунт/дюйм ² ) = 6894,8 Па (Н/м ² )
.

Емкость трубы (MBH ≈ CFH)
Размер трубы (в)			Длина трубы (FT)				Длина трубы (FT)
номинальный	наружный диаметр	10	20	40	40	80 9
1/4	3/8	0.305	15	10	7	5
3/8	1 /2	0. 402	33	3	24	17	12	12
1/2	5/8	0.527	74	52	37	26
5/8	3 /	4 0,652	138	97	69	49
	3/4 7/8		0,745 203	143	101	72
	1 1/8	0.995	469	332	235	166
			1,245 894	632	447	316