Давление в газопроводе природного газа: Классификация природного газа по давлению

Содержание

Классификация природного газа по давлению

Единица измерения Низкое давление газа Среднее давление газа Высокое давление газа II категории Высокое давление газа I категории
1 МПа

до 0,005

от 0,005 до 0,3

от 0,3 до 0,6

от 0,6 до 1,2

1 кПа

до 5

от 5 до 300

от 300 до 600

от 600 до 1200

1 мбар

до 50

от 50 до 3000

от 3000 до 6000

от 6000 до 12000

1 бар

до 0,05

от 0,05 до 3

от 3 до 6

от 6 до 12

1 атм

до 0,049

от 0,049 до 2,960

от 2,960 до 5,921

от 5,921 до 11,843

1 кгс/см2

до 0,050

от 0,050 до 3,059

от 3,059 до 6,118

от 6,118 до 12,236

1 н/м2 (Па)

до 5000

от 5000 до 300000

от 300000 до 600000

от 600000 до 1200000

1 мм. вод. ст.

до 509,858

от 509,585 до 30591,48

от 30591,48 до 61182,96

от 61182,96 до 122365,92

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

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

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

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

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

Таблицы в картинках

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

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

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

Вас также может заинтересовать

Загазованность котельной

Загазованность котельной — процесс образования в воздухе оксида углерода OC в той концентрации, которая может нанести вред здоровью работающего персонала. Вероятность возникновения подобной ситуации существует вне зависимости от типа топлива, на котором работает котельная установка.

Комплектация котельных

Комплектация котельных в первую очередь зависит от требований заказчика и от условий, в которых котельная будет работать. Состав включённых вспомогательных элементов связан с тем, будет ли котельная газовой, жидкотопливной или твердотопливной, двухконтурной или одноконтурной, встроенной, пристроенной, отдельностоящей или модульной.

Монтаж автономных котельных

Именно автономные котельные сегодня считаются наиболее рациональным и оптимальным решением, позволяющим обеспечить теплом и горячим водоснабжением производственные, административные, социальные объекты. Автономные котельные располагают достоинствами, которых нет у централизованных систем, и вместе с тем — они лишены присущих им недостатков.

Кому выгодны котельные на нефти?

Котельная на нефти — это агрегат, который работает на сырой нефти, перерабатывая топливо для получения тепловой энергии и/или горячего водоснабжения. Особенно актуальны такого рода котельные на производствах, связанных с добычей и переработкой нефти, потому что они исключают необходимость в поставке топлива — топочное сырьё доступно прямо на месте дислокации котельной. Котельные на нефти также повсеместно используется для получения технического пара.

СНиП 2.04.08-87* Газоснабжение, СНиП от 16 марта *1987 года №2.04.08-87

СНиП 2.04.08-87*

ГАЗОСНАБЖЕНИЕ

Дата введения 1988-01-01

РАЗРАБОТАНЫ Гипрониигазом Минжилкомхоза РСФСР (Г.Б. Божедомов — руководитель темы, Н.А. Морозова) с участием Ленгипроинжпроекта Ленгорисполкома, Мосгазниипроекта Мосгорисполкома, УкрНИИинжпроекта Минжилкомхоза УССР, ЦНИИЭП инженерного оборудования Госгражданстроя, ВНИПИэнергопрома и института «Атомтеплоэлектропроект» Минэнерго СССР.

ВНЕСЕНЫ Минжилкомхозом РСФСР.

ПОДГОТОВЛЕНЫ К УТВЕРЖДЕНИЮ Управлением стандартизации и технических норм в строительстве Госстроя СССР (И. В. Сессин).

УТВЕРЖДЕНЫ постановлением Государственного строительного комитета СССР от 16 марта 1987 г. N 54.

ПОДГОТОВЛЕНЫ К ПЕРЕИЗДАНИЮ Главтехнормированием Минстроя России (Н.А. Шишов).

СНиП 2.04.08-87* является переизданием СНиП 2.04.08-87 с изменениями и дополнениями, утвержденными постановлениями Госстроя СССР, Госстроя России и Минстроя России по состоянию на 4 апреля 1995 г.

Разделы, пункты, таблицы, формулы, в которые внесены изменения, отмечены в настоящих строительных нормах и правилах звездочкой.

Настоящие нормы распространяются на проектирование новых, расширяемых и реконструируемых систем газоснабжения, сооружаемых на территории поселений, и предназначены для обеспечения природными (газовых и нефтяных месторождений) газами и газовоздушными смесями с избыточным давлением не более 1,2 МПа (12 кгс/кв.см), сжиженными углеводородными газами (в дальнейшем — СУГ) с избыточным давлением до 1,6 МПа (16 кгс/кв.см), включ. потребителей, использующих эти газы в качестве топлива.

Настоящие нормы распространяются также на проектирование межпоселковых газопроводов и внеплощадочных газопроводов промышленных предприятий, использующих газ в качестве топлива и сырья.

Настоящие нормы не распространяются на проектирование систем газоснабжения предприятий черной металлургии, нефтеперерабатывающей и других отраслей промышленности, для которых проектирование газоснабжения осуществляется в соответствии с отраслевыми нормативными документами, утвержденными в установленном порядке, а также на проектирование автомобильных заправочных станций природного газа, внутриплощадочных газопроводов предприятий, использующих газ в качестве сырья, и газооборудование передвижных средств.

В состав систем газоснабжения входят наружные и внутренние (прокладываемые внутри зданий) газопроводы и относящиеся к ним здания, сооружения, устройства и оборудование.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Проектировать системы газоснабжения следует на основе утвержденных схем газоснабжения областе

Давление природного газа в бытовой сети

» Электирика

Давление газа в газопроводе дома

Классификация газопроводов по давлению

Для любого трубопровода, максимальное внутреннее давление является одной из ключевых характеристик. Данный показатель помогает установить предел мощности трубопровода (максимальный объем прокачиваемого материала за единицу времени), его уровень надежности, а так же и уровень опасности и потенциального риска (чем более высокое давление внутри трубопровода, тем больше потенциальной угрозы он несет).

Все вышесказанное в полной мере относится и к газопроводам. Классификация газопроводов по давлению тесно связана с их назначением. Так как газопровод является потенциально опасным объектом, строительство газопровода с давлением, превышающим необходимое для данных целей, является серьезным нарушением, чреватым большими рисками.

Принятая в России классификация такова:

  • Категория высокого давления I-а. Давление газа составляет более чем 1,2 МПа (1 мега паскаль – 9,8 атмосфер). Используются для подведения газа к парогазовым и турбинным установкам на территории тепловых электростанций.
  • Категория высокого давления I. Давление составляет: 0,6 – 1,2 Мпа. Используются для транспортировки газа к газораспределительным пунктам. Напрямую к потребителям (промышленным, естественно) газопроводы такого давления могут быть подключены только в исключительных случаях.
  • Категория высокого давления II. Давление составляет: 0,3 – 0,6 МПа. Применяются для газораспределительных пунктов внутри городской черты, а так же для подачи газа промышленным потребителям.
  • Категория среднего давления III. Давление составляет: 5 КПа – 0,3 Мпа. Используются для подведения газа к газораспределительным пунктам, расположенным непосредственно на зданиях жилых домов либо вблизи них.
  • Категория низкого давления IV. Давление допускается до 5 КПа. С помощью таких газопроводов осуществляется подача газа непосредственно населению или предприятиям бытового сектора.

Классификация газопроводов по давлению так же тесно связана с иными типами классификации.

Подскажите, какое давление в магистрали бытового газа?

Например, то или иное рабочее давление может требовать особого местоположения, особой конструкции соединений труб и т. д.

При подводе газа к промышленному объекту (особенно, в случае нового строительства) чрезвычайно важно правильно рассчитать потребность в газе и подобрать оптимальные параметры газопровода, в частности – рабочее давление.

Часто случается, что на крыше жилого дома установлена антенна сотовой сети

Раздел: Классификация газопроводов природного газа. СНиП 42-01-2002, Газораспределительные системы:

Классификация газопроводов природного газа. СНиП 42-01-2002, Газораспределительные системы:

Наружный газопровод – подземный, надземный и (или) надземный газопровод, проложенный вне зданий до наружной конструкции здания.

Внутренний газопровод – газопровод, проложенный от наружной конструкции здания до места подключения расположенного внутри зданий газоиспользующего оборудования.

Газоиспользующее оборудование – оборудование, использующее газ в качестве топлива.

Газовое оборудование – технические изделия полной заводской готовности (компенсаторы, конденсатосборники, арматура трубопроводная запорная и т. д.), используемые в качестве составных элементов газопроводов.

Классификация газопроводов (природный газ) по приборному давлению (МПа)

— высокого давления 1 кат. – Св.0,6 до 1,2 включительно, МПа

— высокого давления 2 кат.

– Св.0,3 до 0,6 включительно, МПа

— среднего давления – Св.0,005 до 0,3 включительно, МПа

— низкого давления – До 0,005 включительно, МПа — обычный бытовой газопровод. Абсолютное давление практически не отличается от 1 атм.

Какое давление газа в трубопроводах домов России?

Евгений Салтыков Искусственный Интеллект (128011) 2 года назад

Для систем газоснабжении городов и других населенных пунктов установлены следующие категории давления газа в газопроводах: низкое — не более 0,05 кгс/см2 среднее — более 0,05 до 3,0 кгс/см2 высокое — более 3 до 6 кгс/см2 высокое — от 6 до 12 кгс/см2.

В зависимости от максимального рабочего давления газа внутренние газопроводы подразделяются на газопроводы низкого, среднего и высокого давления.

Газопроводы низкого и среднего давления прокладывают внутри зданий из водогазопроводных труб (ГОСТ 3262—62), газопроводы высокого давления до 6 кгс/см2 — из электросварных труб (ГОСТ 10704—63 и 10705—63) газопроводы высокого давления до 12 кгс/см2 — из электросварных прямошовных труб (ГОСТ 10704—63 и ГОСТ 10706—63) и бесшовных горячекатаных труб (ГОСТ 8731—74 и ГОСТ 8733—74). Для защиты от коррозии внутренние газопроводы после их испытания на прочность и плотность окрашивают снаружи масляной краской за два раза.

Для газоснабжения жилых и общественных зданий, детских и лечебных учреждений, учебных заведений и предприятий общественного питания применяют газ низкого давления. Для газоснабжения промышленных предприятий используют газ давлением до 6 кгс/см2 и только при технико-экономическом обосновании может быть использован газ давлением до 12 кгс/см2.

В небольших городах прокладывают газовую сеть низкого давления. В больших городах, где имеется газовая сеть высокого давления, газ из этой сети последовательно поступает в сеть среднего давления, откуда направляется в районные или квартальные регулятор-иые станции, которые снижают давление газа до 300 мм вод. ст. и ниже и направляют газ в сеть низкого давления.

Остальные ответы

Источники: http://www.hugebuilding.ru/klassifikacziya-gazoprovodov-po-davleniu.html, http://www.dpva.info/Guide/GuideTechnologyDrawings/NaturalGasSupply/GasDistributionNaming/, http://otvet.mail.ru/question/82590840

Комментариев пока нет!

Выведение из реестра ОПО газовых сетей с давлением до 0,005 МПа включительно


 

1 сентября 2016 года вступили в силу изменения в Федеральный закон от 21 июля 1997 г. № 116, которые скорректировали порядок идентификации сетей газораспределения и газопотребления в качестве опасных производственных объектов.

В частности, к числу ОПО теперь не относятся газовые сети, работающие под давлением природного газа или сжиженного углеводородного газа до 0,005 МПа включительно (абзац 27 Приложения №1 к ФЗ №116). Такие сети как ОПО больше не рассматриваются и идентифицируются как объекты технического регулирования с учетом величины давления газа.

Более того, согласно статье 2 ФЗ от 02.06.2016 № 170 (который и внес изменения в ФЗ №116 по этому вопросу) сети газораспределения и сети газопотребления, работающие под давлением до 0,005 МПа включительно, подлежат исключению из госреестра ОПО по основанию, которое предусмотрено п.п. «в» п. 7 Правил регистрации объектов в государственном реестре ОПО (утв. Постановлением Правительства РФ от 24 ноября 1998 г. № 1371).

Однако следует помнить, что каждая сеть газораспределения и/или газопотребления является единым производственно-технологическим комплексом, который включает в себя:


  • газопроводы;

  • здания, строения, сооружения;

  • технические и технологические устройства;

  • газоиспользующее оборудование.

Как указывается в письме Ростехнадзора № 00-06-06/1413 от 18.07.2016 (и в последующих официальных ответах эксплуатирующим организациям):

«Объекты, включая межпоселковые газопроводы и сети газораспределения населенных пунктов с давлением свыше 0,005 МПа, находящиеся на балансе газораспределительной организации или иной организации, до точки разграничения балансовой принадлежности, а также до границы давлений (0,005 МПа и ниже) в ГРП, ГРУ, ГРПШ и других редуцирующих устройствах, являются опасными производственными объектами независимо от количества единовременно находящегося в них газа».

Кроме того, раздел 11 Приказа Ростехнадзора от 7 апреля 2011 г. № 168 говорит нам, что в составе сети газопотребления (можно применить и к сети газораспределения) учитываются «наружные и внутренние газопроводы, площадки газифицированных котельных и их оборудование, газораспределяющее оборудование, а также газовая часть газопотребляющего оборудования и установок, газовых турбин, технологических линий и др. в зданиях и сооружениях на территории организации».

Другими словами, сеть газопотребления (газораспределения) можно рассматривать только как единый производственно-технологический комплекс.



Поэтому следует обратить внимание на то, что ОПО «Сеть газопотребления» (равно как «Сеть газоснабжения, в том числе межпоселковая», «Участок газопровода») идентифицируется как опасный производственный объект при наличии оборудования, работающего под давлением природного или сжиженного углеводородного газа свыше 0,005 МПа, даже если в составе объекта есть элементы с давлением 0,005 МПа и ниже.

При этом в сведениях, характеризующих ОПО, должны отразиться все характеристики объекта, в том числе участки газопроводов и оборудование низкого давления. 

Как отмечает Ростехнадзор в своих письмах-разъяснениях, разделение объекта «Сеть газопотребления» («Сеть газоснабжения, в том числе межпоселковая», «Участок газопровода») на регистрируемые и не регистрируемые в реестре ОПО мелкие участки, технологически связанные и эксплуатируемые в рамках одного предприятия, не допускается.

Таким образом, прежде чем подавать заявление на исключение вашей газовой сети из реестра ОПО удостоверьтесь, что все участки и элементы (технические устройства) объекта работают под давлением 0,005 МПа и ниже. В противном случае вы получите отказ – уведомление Ростехнадзора о том, что ваш объект не подлежит снятию с учета.

Чтобы проверить параметры рабочего давления во всех составляющих газовой сети, обратитесь к:


  • Проектной документации.

  • Технической документации на оборудование (технические условия, паспорта и руководства по эксплуатации газопроводов, газоиспользующего оборудования и т.д.).

  • Актам разграничения балансовой принадлежности газопроводов.

  • Актам ввода в эксплуатацию газовых сетей и их элементов.

  • Сведениям, характеризующим опасный производственный объект и т.д.

Если вы убедились в том, что весь производственно-технологический комплекс газовой сети работает под давлением природного или сжиженного углеводородного газа 0,005 МПа и ниже, можете подавать в Ростехнадзор документы на исключение объекта из реестра ОПО.

Пакет документов на снятие с учета сетей газораспределения и сетей газопотребления с давлением до 0,005 МПа включает в себя:

1. Заявление от эксплуатирующей организации (по форме, указанной в Приложении № 5 Приказа Ростехнадзора от 04 сентября 2007 № 606). Можно скачать на сайте территориального управления Ростехнадзора. В качестве основания для исключения из госреестра указывается «Изменение критериев отнесения объектов к категории опасных производственных объектов или требований к идентификации опасных производственных объектов, предусмотренное нормативными правовыми актами РФ» (п.п. «в» п. 7 Правил регистрации объектов в государственном реестре ОПО, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 24 ноября 1998 г. № 1371).

2. Ранее выданное Свидетельство о регистрации ОПО (оригинал). Если у эксплуатирующей организации есть другие ОПО, то Ростехнадзор выдаст переоформленное Свидетельство.

3. Ранее согласованную Карту учета (если есть) только на тот объект, который нужно вывести из реестра.

4. Обновленные Сведения, характеризующие ОПО, если у эксплуатирующей организации есть другие объекты.

Результатом процедуры станет:


  • Уведомление из Ростехнадзора о том, что ваш объект исключен из госреестра ОПО – в случае, если вы эксплуатируете только один указанный объект.

  • Переоформленное Свидетельство о регистрации ОПО, согласованные Сведения, характеризующие ОПО – в случае, если вы эксплуатируете и другие объекты, которые остаются в реестре.

Обратите внимание: сети газопотребления (газораспределения) с давлением до 0,005 МПа включительно, исключенные из реестра ОПО, будут по-прежнему контролироваться Ростехнадзором на предмет соблюдения требований Технического регламента о безопасности сетей газораспределения и газопотребления (утв. Постановлением Правительства РФ от 29 октября 2010 г. № 870) в соответствии с требованиями ФЗ от 26 декабря 2008 г. № 294 «О защите прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при осуществлении государственного контроля (надзора) и муниципального контроля».

технологическое присоединение газ | Константа

Постановлением № 305 от 19.03.2020 Правительство скорректировало основные законодательные акты в сфере газоснабжения:

— Правила подключения (технологического присоединения) объектов капитального строительства к сетям газораспределения, утвержденные постановлением Правительства РФ от 30.12.2013 № 1314;

— Правила поставки газа в Российской Федерации, утв. постановлением Правительства РФ от 05.02.1998 № 162;

— Основные положения формирования и государственного регулирования цен на газ, тарифов на услуги по его транспортировке и платы за технологическое присоединение газоиспользующего оборудования к газораспределительным сетям на территории Российской Федерации, утв. постановлением Правительства РФ от 29.12.2000 № 1021;

— Правила поставки газа для обеспечения коммунально-бытовых нужд граждан, утв. постановлением Правительства РФ от 21.07.2008 № 549;

— Правила пользования газом в части обеспечения безопасности при использовании и содержании внутридомового и внутриквартирного газового оборудования при предоставлении коммунальной услуги по газоснабжению, утв. постановлением Правительства РФ от 14.05.2013 № 410;

Рассмотрим, какие изменения вступят в силу с 31.03.2020 и чем они обусловлены.

 

Новшества в процедуре определения платы за подключение.

1. Внесены уточнения в части определения платы за подключение, если газопровод проходит в границах участка заявителя.

Если планируется подключить объект капстроительства с максимальным расходом газа, не превышающим:

– 15 куб. метров в час (для заявителей, намеревающихся использовать газ для целей предпринимательской (коммерческой) деятельности) или

– 5 куб. метров в час (для прочих заявителей),

и отсутствует необходимость создания сети газораспределения до границ участка заявителя (газопровод проходит в границах участка заявителя), то плата за подключение должна определяться с учетом стандартизованной тарифной ставки, связанной с осуществлением ГРО мониторинга технических условий и фактического присоединения (врезки).

Данное правило закреплено в Методических указаниях по расчету размера платы за технологическое присоединение газоиспользующего оборудования к газораспределительным сетям и (или) размеров стандартизированных тарифных ставок, определяющих ее величину, утв. приказом ФАС России от 16.08.2018 № 1151/18. Включение аналогичного положения в Основные положения № 1021 является вполне логичным, но по сути не влечет каких-либо изменений.

2. Более существенные изменения произошли в части платы за подключение по «индивидуальному проекту».

Изменены критерии отнесения заявителей к категории «индивидуальный проект».

Без изменения остаются такие критерии как:

  • · проведение лесоустроительных работ,
  • · переходы через водные преграды,
  • · прокладка газопровода по болотам 3 типа, и (или) в скальных породах, и (или) на землях особо охраняемых природных территорий,
  • · компенсация заявителем мероприятий, связанных с ликвидацией дефицита пропускной способности существующих газораспределительных сетей, необходимой для осуществления технологического присоединения.

Что меняется?

Исключено из перечня мероприятий по «индивидуальному проекту» проведение врезки в газопроводы наружным диаметром не менее 250 мм под давлением не ниже 0,3 МПа. Теперь плата за указанные мероприятия будет рассчитываться исходя из утвержденных стандартизированных тарифных ставок.

Прокладка газопровода бестраншейным способом по «индивидуальному проекту» будет осуществляться для газопроводов наружным диаметром свыше 219 мм и (или) протяженностью более 30 метров. В остальных случаях – по утвержденным стандартизированным тарифным ставкам.

Исключается из категории подключения по «индивидуальному проекту» подключение объектов с максимальным расходом газа свыше 500 куб. метров газа в час и (или) проектным рабочим давлением в присоединяемом газопроводе свыше 0,6 МПа.

Таким образом, исключены такие критерии отнесения к «индивидуальному проекту» как:

– проведение врезки в газопроводы наружным диаметром не менее 250 мм под давлением не ниже 0,3 МПа;

– прокладка газопровода диаметром свыше 158 мм и протяженностью более 30 метров бестраншейным способом;

— максимальный часовой расход газа газоиспользующего оборудования составляет более 500 м3/час;

— проектное рабочее давление в присоединяемом газопроводе составляет более 0,6 МПа.

 

Подробнее ознакомиться с новой редакцией Основных положений № 1021 можно здесь.

 

Отметим, после вступления в силу изменений возникает необходимость в новых видах стандартизированных тарифных ставок, и изменениях в действующих Методических указаниях по расчету размера платы за подключение утв. приказом ФАС России от 16.08.2018 № 1151/18.

Правительство РФ поручило ФАС России в 3-месячный срок привести методические указания по расчету размера платы за технологическое присоединение в соответствие с принятыми изменениями.

Предположительно к 01.07.2020 возможно появление новых видов стандартизированных тарифных ставок для определения размера платы за подключение.

 

Новшества в процедуре подключения объектов капстроительства к сетям газораспределения

В январе 2019 года Кабмин обозначил 12 направлений улучшения инвестиционного климата, среди которых технологическое присоединение к инженерным сетям (распоряжение Правительства РФ от 17.01.2019 г. № 20-р, ознакомиться можно здесь).

Реализация мероприятий по данному направлению имеет целью облегчить условия подключения (технологического присоединения) объектов капитального строительства к сетям инженерно-технического обеспечения в России, сделать процедуру подключения более простой, быстрой, прозрачной и менее затратной.

Что меняется в действующем порядке?

1. Наиболее существенные изменения внесены в пункт 112 Правил подключения.

Ряд мероприятий по подключению до границ участка своими силами теперь смогут выполнять только заявители, соответствующие критериям «индивидуального проекта».

По общему правилу мероприятия по подключению в пределах границ земельного участка осуществляются владельцем газифицируемого объекта, а мероприятия по подключению до границы земельного участка осуществляются газораспределительной организацией.

До 31.03.2020 Правила подключения предусматривали исключения из этого правила — случаи, когда заявитель вправе выполнить мероприятия по подключению до границ своего участка самостоятельно (за исключением врезки (фактического присоединения)).

Для того чтобы воспользоваться указанным правом заявитель должен был соответствовать одному из следующих критериев:

– максимальный часовой расход газа газоиспользующего оборудования должен составлять более 500 м3/час;

– проектное рабочее давление в присоединяемом газопроводе составляет более 0,6 МПа.

Это так называемое «подключение по 112 пункту». Плата за такое подключение определялась ГРО по «индивидуальному проекту» и в последствии утверждалась тарифным органом.

Новая редакция Правил подключения, предусматривает, что заявитель может выполнить мероприятия по подключению за границами своего земельного участка, если  размер платы за подключение устанавливается по «индивидуальному проекту».

Однако как указано выше, подключение объектов с расходом газа свыше 500 м3/час и (или) с проектным давлением в присоединяемом газопроводе свыше 0,6 МПа, теперь не является основанием для отнесения заявителя к категории «индивидуальный проект».

Теперь к критериям «индивидуального проекта» относится только:

– проведение лесоустроительных работ;

– переходы через водные преграды;

– прокладка газопровода наружным диаметром свыше 219 мм и (или) протяженностью более 30 метров бестраншейным способом;

– прокладка газопровода по болотам 3 типа, и (или) в скальных породах, и (или) на землях особо охраняемых природных территорий;

– компенсация заявителем расходов по выполнению мероприятий, связанных с ликвидацией дефицита пропускной способности существующих газораспределительных сетей, необходимой для осуществления технологического присоединения.

При наличии одного из вышеуказанных критериев заявитель вправе самостоятельно осуществить  часть работ до границ своего земельного участка.

Новая редакция пункта 112 Правил подключения предусматривает исключительное право ГРО на разработку проектной документации (и проведения ее экспертизы), мониторинга технических условий и осуществления фактического присоединения (врезки).

2. Сокращен срок подключения для заявителей первой категории.

До 31.03.2020 в зависимости от необходимости получения разрешения на строительство срок осуществления мероприятий по подключению составлял 9 месяцев (если разрешение на строительство ГРО не получала) и 1 год (в иных случаях).

После вступления в силу изменений для заявителей первой категории предусмотрен общий срок подключения – 8 месяцев.

3. Установлен новый порядок внесения платы за подключение для заявителей первой категории.

До 31.03.2020 законодатель предусмотрел для заявителей первой категории двухэтапную оплату за подключение: 50/50.

Теперь договор о подключении будет содержать 3 этапа оплаты мероприятий за технологическое присоединение, и выглядеть следующим образом:

– 50 % платы вносится в течение 11 рабочих дней со дня заключения договора о подключении;

– 35 % платы вносится в течение 11 рабочих дней со дня выполнения исполнителем обязательств по строительству газопровода до границ участка заявителя и его подготовке к пуску газа;

– 15 % платы вносится в течение 11 рабочих дней со дня подписания акта о подключении.

4. Для заявителей второй и третьей категории исключена возможность установить с ГРО по соглашению сторон порядок и сроки внесения платы. Следует уточнить, что ранее подобная возможность устанавливалась только в случае, если срок реализации мероприятий по подключения составлять менее 1,5 лет.

Теперь вне зависимости от срока осуществления мероприятий по подключению, указанного в договоре о подключении, заявители второй и третьей категории будут платить в следующем порядке:

а) 25 процентов платы за технологическое присоединение вносится в течение 11 рабочих дней со дня заключения договора о подключении;

б) 25 процентов платы за технологическое присоединение вносится в течение 3 месяцев со дня заключения договора о подключении, но не позже дня фактического присоединения;

в) 35 процентов платы за технологическое присоединение вносится в течение 1 года со дня заключения договора о подключении, но не позже дня фактического присоединения;

г) 15 процентов платы за технологическое присоединение вносится в течение 11 рабочих дней со дня подписания акта о подключении (технологическом присоединении).

5. Взаимодействие между ГРО и тарифными органами переводят в электронный формат.

Теперь для сокращения срока подключения и автоматизации процесса ГРО в оперативном порядке могут направлять заявления об установлении размера платы за подключение по индивидуальному проекту в электронной форме.

Данное правило закреплено в Методических указаниях по расчету размера платы за технологическое присоединение газоиспользующего оборудования к газораспределительным сетям и (или) размеров стандартизированных тарифных ставок, определяющих ее величину, утв. приказом ФАС России от 16.08.2018 № 1151/18. Включение аналогичного положения в Правила подключения № 1314 является вполне логичным, но по сути не влечет каких-либо изменений.

 

Подробнее ознакомиться с новой редакцией Правил подключения можно здесь.

 

Новшества в процедуре заключения договоров на поставку газа для юридических лиц и индивидуальных предпринимателей

С 31.03.2020 подать заявку на заключение договоров на поставку газа станет возможным до осуществления ГРО врезки.

Для этого необходимо приложить к комплекту документов акт о готовности сетей газопотребления и газоиспользующего оборудования объекта капитального строительства к подключению (технологическому присоединению).

Указанный документ выдается заявителю после проверки выполнения технических условий – строительства заявителем сети газопотребления и установки газопотребляющего оборудования. При отсутствии замечаний со стороны ГРО на стадии проверки выполнения технических условий заявитель может обратиться к поставщику газа за заключением договора на поставку газа.

Кроме того, к заявке о заключении договора поставки газа необходимо приложить документы, подтверждающие соблюдение заявителем требований в части:

– технического обслуживания сети газораспределения и (или) газопотребления,

– внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования.

В случае, если сеть газопотребления заявителя является опасным производственным объектом или объектом технического регулирования дополнительно необходимо приложить документы, подтверждающие соблюдение заявителем требований в части технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, локализации и ликвидации аварийных ситуаций (последствий аварий).

Конкретный перечень документов законодатель не указывает. Это может повлечь ситуацию, когда каждый поставщик газа установит свои требования к составу предоставляемых документов.

 

Подробнее ознакомиться с новой редакцией Правил поставки газа № 162 можно здесь.

 

Новшества в процедуре поставки газа для обеспечения коммунально-бытовых нужд граждан

С 31.03.2020 заявка, подаваемая гражданином-заявителем, в адрес поставщика газа может не содержать реквизиты акта об определении границ раздела собственности, так как указанный документ больше не нужно направлять.

Теперь комплект документов к заявке должен содержать акт о подключении (технологическом присоединении).

По аналогии с процедурой заключения договора поставки газа с промышленными потребителями подать заявку на заключение договоров на поставку газа станет возможным до осуществления ГРО врезки.

Для этого необходимо приложить к комплекту документов акт о готовности сетей газопотребления и газоиспользующего оборудования объекта капитального строительства к подключению (технологическому присоединению).

Указанный документ выдается заявителю после проверки выполнения технических условий – строительства заявителем сети газопотребления и установки газопотребляющего оборудования. При отсутствии замечаний со стороны ГРО заявитель может обратиться к поставщику газа за заключением договора на поставку газа.

Стоит обратить внимание, что в отличии от покупателей газа — юридических лиц (ИП) в этой ситуации покупатель газа – гражданин в последующем обязан предоставить поставщику акт о подключении, т.к. исполнение обязательств поставщика газа по договору поставки газа осуществляется со дня подписания газораспределительной организацией и абонентом указанного документа.

 

Подробнее ознакомиться с новой редакцией Правил поставки газа для обеспечения коммунально-бытовых нужд граждан можно здесь.

 

Новшества в использовании и содержании внутридомового и внутриквартирного газового оборудования

Как и в предыдущих нормативных актах меняется перечень документов, которых прилагаются к заявке о заключении договора на техническое обслуживание внутридомового и внутриквартирного газового оборудования.

С 31.03.2020 акт об определении границ раздела собственности на газораспределительной (присоединенной) сети прилагать к заявке на заключение договора о техническом обслуживании и ремонте внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования больше не нужно.

Вместо него необходимо приложить:

– акт о готовности сетей газопотребления и газоиспользующего оборудования объекта капитального строительства к подключению (технологическому присоединению) (в случае, если договор заключается до завершения мероприятий по подключению. Теперь специализированная организация не сможет отказать заявителю в заключении договора о техническом обслуживании и ремонте внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования, если фактического присоединения еще не было;

– акт о подключении (или договор о подключении (технологическом присоединении) объекта капитального строительства к сети газораспределения).

Если заявитель пожелал заключить договор до фактического присоединения, то специализированная организация приступает к техническому обслуживанию со дня подписания между газораспределительной организацией и потребителем акта о подключения (и соответственно его предоставления специализированной организации-стороне по договору на техническое обслуживание).

 

Подробнее ознакомиться с новой редакцией Правила пользования газом № 410 можно здесь.

 

Таким образом, ряд изменений позволит сократить сроки газификации заявителей: заключение необходимых договоров может быть параллельными процессами и не зависеть от момента фактического подключения.

Классификация газопроводов по давлению

Важность природного газа в современной жизни трудно переоценить. Удобство применения позволили ему найти своего потребителя почти в каждом доме. К тому же не стоит забывать про низкую стоимость газа, которая еще больше способствует его распространению как источника энергии. Но здесь не так все однозначно, как кажется на первый взгляд. Использование газа также имеет свои «подводные камни». В частности газ обладает повышенной взрывоопасностью. Для контроля этого параметра и уменьшения рисков возникновения аварийных ситуаций и была разработана классификация газопроводов по давлению.

Общие сведения

Газопроводом называют систему для транспортировки природного газа на большие расстояния. Если не принимать в расчет мелкие детали, то состоит он из трубопроводной магистрали, пунктов распределения, задвижек перекрытия и узлов повышения давления.

В магистралях происходит непосредственное перемещение газа. Они представляют трубы, соединённых между собой или сварочным швом, или фланцем. Последний способ крепления труб все больше теряет свою актуальность. Причина этого кроется в меньшей надежности и себестоимости соединения. Перемещают газ только в трубах круглого сечения, т.к. окружность является самой оптимальной формой с точки зрения распределения напряжения по площади.

Распределительные пункты являются местом понижения давления. От них природный газ отводится непосредственно к своему потребителю. Они подразделяются по количеству точек выхода и по пропускной способности: объем газа в единицу времени.

Система задвижек дает возможность регулировать количество газа на выбранном участке трубопровода. Иными словами, они позволяют подключать и отключать определенную ветку газопровода. Такая функция предусмотрена прежде всего с точки зрения безопасности: для быстрого удаления газа с аварийного участка, а также для улучшения контроля за всем газопроводом в целом.

Основное назначение узлов повышения давления (они же люпинги) – это увеличение производительности газопровода. Под производительностью здесь понимается объем проходимого газа сквозь сечение трубопровода. Дело в том, что при передаче газа на значительные расстояния (свыше 500 км), давление в магистрали из-за возрастающего сопротивления внутренних стенок труб заметно снижается, уменьшая тем самым эффективность транспортировки. Справиться с этой проблемой смогли с помощью установки компрессорных станций, которые дополнительно подают давление в систему.

Общая схема газопроводов выглядит в большинстве случаев выше представленным образом, но так ли они все одинаковы как кажутся на первый взгляд?

Классификация газопроводов по давлению

Газопроводы прежде всего отличаются по своему назначению. Разному потребителю необходимо разное давление в системе. Необходимость в давлении для промышленного предприятия и обычной квартиры будет значительно отличаться.

Для повышения эффективности передачи газа и снижения риска возникновения взрывоопасных ситуаций были разработаны специальные стандарты, которые регулируют давление в газопроводах в зависимости от его применения.

Согласно им существует следующая классификация трубопроводов:

  • Категория I-а. Максимально допустимое давление в таких системах газоснабжения составляет не меньше 1,2 МПа. Такие магистрали подводят к турбинам тепловых электростанций. Диаметр труб газопровода достигает до 1200 мм.
  • Категория I. Включает в себя трубопроводы со значением давления 0,6-1,2 МПа. Газопроводы этого типа используются для перемещения газа на расстояние свыше 1000 км. Их конечная цель – это пункт распределения, от которого газ подается непосредственно потребителю. Перемещается голубое топливо здесь в трубах диаметром до 1000 мм.
  • Категория II. Уровень давления в этом газопроводе еще ниже и равняется 0,3-0,6 МПа. Этот тип магистралей служит источником газа для разного рода промышленных предприятий. Диаметр трубопровода в этом случае не превосходит 800 мм.
  • Категория III. Величина давления в нем колеблется от 5 КПа до 0,3 МПа. Таким трубопроводом осуществляется газоснабжение газораспределительных пунктов жилых зданий.
  • Категория IV. Трубопровод этого класса подводят газ к жилым квартирам. Уровень давления в нем не должен превышать отметки 5 КПа.

Виды газопровода по глубине заложения

Газопровод по способу прокладки классифицируют на наземный, надземный, подводный и подземный. Последний вариант в нынешнее время становиться все более популярным. Причина этого кроется в большей безопасности и трудности доступа к трубопроводу посторонних лиц. Но сразу встает вопрос, на какую глубину закладывать газовую магистраль?

Четкой градации по глубине заложения газопровода нет.

Она рассчитывается из условий воздействия множества факторов. Среди них наиболее принципиальными являются:

  • Марка газового топлива.
  • Наличие над трубопроводом путей сообщения: дорог с асфальтным покрытием, рельс и прочее, и величины динамической нагрузки от них.
  • Особенности климатических условий. Здесь главным образом влияет величина перепадов температур в зимнее и летнее время, а также норма годовых осадков.
  • Тип грунта. Тот или иной грунт имеет разное сопротивление слоев относительно друг друга.
  • Расстояние до городских коммуникаций.

Рассмотрим некоторые примеры. При транспортировке газа под многополосным шоссе глубина заложения должна составлять не менее 0,8 метра. В случае обычной грунтовой дороги данный параметр увеличивается до 0,9 метров. Если трубопровод располагается в открытой местности, то глубина залегания уменьшается до 0,6 метров. Все эти цифры даны с учетом умеренного климата.

Подытоживая все выше сказанное, увеличение давления в газопроводе повышает его эффективность передачи газа с одной стороны, а с другой, существенно возрастает масштаб последствий в случае возникновения аварийных ситуаций. Закладка трубопровода в землю способно частично решить эту проблему, но возникают сложности касаемо проведения трубопровода и осуществления его ремонта. И здесь уже помогает возведение охранных зон для газопроводов, о виды которых мы рассмотрим ниже.

Классы охраняемых зон газопровода

Для того, чтобы легче следить государственным службам за состоянием газопроводов для них были предусмотрены специальные территории, которые представляют собой некую систему ограждений вокруг линии магистрали. Размер этих зон полностью регулируются государственными стандартами.

Согласно им высота ограждения трубопровода должна быть не менее 2,5 метров. Расстояние непосредственно до проложенной трубы зависит от категории давления газовых коммуникаций:

  • Трубы класса I наиболее взрывоопасны, поэтому и расстояние до них является максимально удаленным и не должно быть меньше 10 метров.
  • Минимальная удаленность для труб класса II должно составлять 7 метров.
  • Трубы категории III ограждаются на расстояние от 4 метров.
  • Газопровод низкого давления имеет наименьший риск возникновения аварийных ситуаций. Для него максимальная протяженность охраняемой зоны не превышает 2 метров.

Оцените статью:


Рейтинг: 0/5 — 0
голосов

»Транспортировка природного газа NaturalGas.org

Транспортировка природного газа

Для эффективного и действенного перемещения природного газа из регионов добычи в регионы потребления требуется разветвленная и продуманная транспортная система. Во многих случаях природный газ, добытый из конкретной скважины, должен пройти большое расстояние, чтобы достичь точки использования. Система транспортировки природного газа состоит из сложной сети трубопроводов, предназначенных для быстрой и эффективной транспортировки природного газа от места его происхождения в районы с высоким спросом на природный газ.Транспортировка природного газа тесно связана с его хранением: если транспортируемый природный газ не понадобится немедленно, его можно поместить в хранилища, когда он понадобится.

На маршруте транспортировки есть три основных типа трубопроводов: система сбора, система межгосударственных трубопроводов и система распределения. Система сбора состоит из трубопроводов низкого давления и малого диаметра, по которым неочищенный природный газ транспортируется от устья скважины до перерабатывающего завода.Если природный газ из конкретной скважины имеет высокое содержание серы и диоксида углерода (высокосернистый газ), необходимо установить специальный трубопровод для сбора высокосернистого газа. Кислородный газ является коррозионным, поэтому его транспортировка от устья скважины к очистительной установке должна осуществляться осторожно. Обзор обработки и переработки природного газа.

Трубопроводы можно охарактеризовать как межгосударственные и внутригосударственные. Межгосударственные трубопроводы аналогичны межгосударственным магистралям: они транспортируют природный газ через государственные границы, а в некоторых случаях — через всю страну.С другой стороны, внутригосударственные трубопроводы транспортируют природный газ в пределах определенного государства. В этом разделе будут рассмотрены только основные сведения о межгосударственных газопроводах, однако обсуждаемые технические и эксплуатационные детали по существу одинаковы для внутригосударственных трубопроводов.

Межгосударственные газопроводы

Межгосударственные газопроводы
Источник: Национальная лаборатория энергетических технологий, DOE

Сеть межгосударственных газопроводов транспортирует переработанный природный газ с перерабатывающих заводов в добывающих регионах в районы с высокими потребностями в природном газе, особенно в большие населенные городские районы.Как видно, трубопроводная сеть проходит по всей стране.
Межгосударственные трубопроводы — это «магистрали» транспортировки природного газа. Природный газ, который транспортируется по межгосударственным трубопроводам, движется по трубопроводу под высоким давлением, от 200 до 1500 фунтов на квадратный дюйм (psi). Это позволяет сократить объем транспортируемого природного газа (до 600 раз), а также объем транспортировки природного газа по трубопроводу.

В этом разделе будут рассмотрены компоненты системы межгосударственных трубопроводов, строительство трубопроводов, а также проверка и безопасность трубопроводов.Для получения дополнительной информации о межгосударственных газопроводах в целом щелкните здесь, чтобы посетить веб-сайт Межгосударственной ассоциации природного газа Америки.

Компоненты трубопровода

Межгосударственные трубопроводы состоят из ряда компонентов, которые обеспечивают эффективность и надежность системы, доставляющей такой важный источник энергии круглый год, двадцать четыре часа в сутки, и включают в себя ряд различных компонентов.

Трубопроводы передачи

Трубы в пути
Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Передаточные трубы могут иметь диаметр от 6 до 48 дюймов, в зависимости от их функции.Некоторые составляющие трубные секции могут даже состоять из труб небольшого диаметра, всего 0,5 дюйма в диаметре. Однако эта труба небольшого диаметра обычно используется только в системах сбора и распределения. Магистральные трубопроводы, являющиеся основным трубопроводом в данной системе, обычно имеют диаметр от 16 до 48 дюймов. Боковые трубопроводы, по которым природный газ поступает в магистраль или из нее, обычно имеют диаметр от 6 до 16 дюймов. Диаметр большинства крупных межгосударственных трубопроводов составляет от 24 до 36 дюймов.Сам трубопровод, обычно называемый «трубопроводом», состоит из прочной углеродистой стали, спроектированной в соответствии со стандартами, установленными Американским институтом нефти (API). Напротив, некоторые распределительные трубы изготовлены из высокотехнологичного пластика из-за необходимости гибкости, универсальности и простоты замены.

Магистральные трубопроводы производятся на сталелитейных заводах, которые иногда специализируются на производстве только трубопроводов. Существует два различных способа производства: один для труб малого диаметра, а другой — для труб большого диаметра.Для труб большого диаметра, от 20 до 42 дюймов в диаметре, трубы производятся из листов металла, которые сгибаются в форму трубы, а концы свариваются вместе, образуя отрезок трубы. С другой стороны, трубы малого диаметра могут изготавливаться без швов. При этом металлический стержень нагревается до очень высоких температур, а затем делается отверстие в середине стержня для получения полой трубы. В любом случае труба проверяется перед отправкой с сталелитейного завода, чтобы убедиться, что она соответствует стандартам давления и прочности для транспортировки природного газа.

Труба

Line также покрыта специальным покрытием, которое предотвращает коррозию после помещения в землю. Покрытие предназначено для защиты трубы от влаги, вызывающей коррозию и ржавчину. Есть несколько различных техник нанесения покрытия. Раньше трубопроводы покрывали специальной каменноугольной эмалью. Сегодня трубы часто защищают так называемой эпоксидной смолой, которая придает трубе заметный голубой цвет. Кроме того, часто используется катодная защита; это метод пропускания электрического тока через трубу для предотвращения коррозии и ржавчины.

Компрессорные станции

Как уже упоминалось, природный газ находится под высоким давлением, поскольку он проходит через межгосударственный трубопровод. Для обеспечения того, чтобы природный газ, протекающий по любому трубопроводу, оставался под давлением, необходимо периодически производить сжатие этого природного газа вдоль трубы. Это достигается с помощью компрессорных станций, обычно размещаемых на расстоянии от 40 до 100 миль вдоль трубопровода. Природный газ поступает на компрессорную станцию, где сжимается турбиной, двигателем или двигателем.

A Компрессорная станция
Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

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

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

Узлы учета

Помимо сжатия природного газа для уменьшения его объема и проталкивания его по трубе, узлы учета периодически размещаются вдоль межгосударственных газопроводов.Эти станции позволяют трубопроводным компаниям контролировать количество природного газа в своих трубах. По сути, эти измерительные станции измеряют поток газа по трубопроводу и позволяют трубопроводным компаниям «отслеживать» поток природного газа по трубопроводу. Эти узлы учета используют специализированные счетчики для измерения расхода природного газа по трубопроводу, не препятствуя его движению.

Клапаны

Клапан заземления
Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Межгосударственные трубопроводы включают большое количество арматуры по всей своей длине.Эти клапаны работают как шлюзы; они обычно открыты и позволяют природному газу свободно течь, или их можно использовать для остановки потока газа на определенном участке трубы. Существует множество причин, по которым трубопровод может ограничивать поток газа в определенных областях. Например, если часть трубы требует замены или обслуживания, клапаны на любом конце этой части трубы могут быть закрыты, чтобы обеспечить безопасный доступ инженеров и рабочих бригад. Эти большие клапаны могут быть размещены через каждые 5–20 миль вдоль трубопровода и подлежат регулированию в соответствии с правилами безопасности.

C Станции управления и системы SCADA

Компании, занимающиеся трубопроводом природного газа, имеют потребителей на обоих концах трубопровода — производителей и переработчиков, которые подают газ в трубопровод, а также потребителей и местных газовых компаний, которые забирают газ из трубопровода. Чтобы управлять природным газом, который поступает в трубопровод, и гарантировать, что все клиенты получают своевременную поставку своей части этого газа, требуются сложные системы контроля для отслеживания газа, когда он проходит через все участки, что может быть очень долгим. трубопроводная сеть.Для выполнения этой задачи по мониторингу и контролю природного газа, проходящего по трубопроводу, централизованные станции контроля газа собирают, ассимилируют и управляют данными, полученными от станций мониторинга и компрессорных станций по всей длине трубы.

Пункт управления трубопроводом
Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Большая часть данных, получаемых станцией управления, предоставляется системами диспетчерского управления и сбора данных (SCADA).Эти системы по существу представляют собой сложные системы связи, которые проводят измерения и собирают данные вдоль трубопровода (обычно на измерительных или компрессорных станциях и арматуре) и передают их на централизованную станцию ​​управления. Показания расхода через трубопровод, рабочее состояние, давление и температура могут использоваться для оценки состояния трубопровода в любой момент. Эти системы также работают в режиме реального времени, а это означает, что между измерениями, выполненными вдоль трубопровода, и их передачей на станцию ​​управления есть небольшая задержка.
Данные передаются на централизованную станцию ​​управления, что позволяет инженерам трубопроводов в любое время точно знать, что происходит вдоль трубопровода. Это позволяет быстро реагировать на сбои в работе оборудования, утечки или любую другую необычную активность на трубопроводе. Некоторые системы SCADA также включают возможность удаленного управления определенным оборудованием вдоль трубопровода, включая компрессорные станции, что позволяет инженерам в централизованном центре управления немедленно и легко регулировать скорость потока в трубопроводе.

Строительство газопровода

По мере увеличения использования природного газа возрастает необходимость в транспортной инфраструктуре для удовлетворения возросшего спроса. Это означает, что трубопроводные компании постоянно оценивают потоки природного газа через США и строят трубопроводы, чтобы обеспечить транспортировку природного газа в районы, которые недостаточно обслуживаются.

Измерение полосы отвода
Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Строительство газопроводов требует тщательного планирования и подготовки.Помимо фактического строительства трубопровода, необходимо завершить несколько разрешительных и регулирующих процессов. Во многих случаях, до начала процессов получения разрешений и доступа к земле, компании, работающие с природным газом, готовят технико-экономический анализ, чтобы убедиться, что существует приемлемый маршрут для трубопровода, который оказывает наименьшее воздействие на окружающую среду и общественную инфраструктуру, уже существующую.

Если трубопроводная компания получит все необходимые разрешения и выполняет все нормативные требования, можно начинать строительство трубы.Завершено всестороннее обследование предполагаемого маршрута, как с воздуха, так и на суше, чтобы гарантировать отсутствие неожиданностей во время фактического монтажа трубопровода.

Установка трубопровода очень похожа на процесс на сборочной линии, при этом секции трубопровода завершаются поэтапно. Во-первых, путь трубопровода очищается от всех устранимых препятствий, включая деревья, валуны, кусты и все остальное, что может помешать строительству. После того, как трасса трубопровода очищена в достаточной степени, чтобы позволить строительной технике получить доступ, секции труб укладываются вдоль намеченной траектории — процесс, называемый «натягиванием» трубы.Эти участки труб обычно имеют длину от 40 до 80 футов и зависят от их назначения. То есть для определенных участков предъявляются разные требования к материалу покрытия и толщине трубы.

«Нанизать» трубу
Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

После установки трубы вдоль уложенной трубы выкапываются траншеи. Эти траншеи обычно имеют глубину от пяти до шести футов, так как правила требуют, чтобы труба располагалась как минимум на 30 дюймов ниже поверхности.Однако на некоторых участках, в том числе на пересечениях дорог и в водоемах, труба заглублена еще глубже. После того, как траншеи вырыты, труба собирается и контурируется. Это включает сварку секций трубы вместе в один непрерывный трубопровод и, при необходимости, небольшой изгиб, чтобы он соответствовал контуру пути трубопровода. Покрытие наносится на концы труб. Покрытие, наносимое на стане для нанесения покрытий, обычно оставляет концы трубы чистыми, чтобы не мешать сварке. Наконец, проверяется все покрытие трубы, чтобы убедиться, что оно не имеет дефектов.

После того, как труба сварена, изогнута, покрыта и осмотрена, ее можно опускать в ранее вырытые траншеи. Это делается с помощью специального строительного оборудования, которое поднимает трубу ровно и опускает ее в траншею. После опускания в землю траншея тщательно засыпается, чтобы труба и ее покрытие сохраняли целостность. Последний этап строительства трубопровода — это гидростатические испытания. Он состоит из проточной воды под давлением выше, чем это необходимо для транспортировки природного газа, по всей длине трубы.Это служит проверкой, чтобы убедиться, что трубопровод достаточно прочен и нет каких-либо утечек трещин, прежде чем природный газ будет прокачиваться по трубопроводу.

Опускная труба
Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Укладку труб через ручьи или реки можно выполнить одним из двух способов. Открытый переход предполагает рытье траншей на дне реки для размещения трубы.Когда это делается, сама труба обычно оснащается бетонным кожухом, который гарантирует, что труба остается на дне реки, и добавляет дополнительное защитное покрытие для предотвращения утечки природного газа в воду. В качестве альтернативы может использоваться форма направленного бурения, при которой «туннель» пробуривается под рекой, через которую может проходить труба. Те же методы используются для пересечений дорог — либо через дорогу выкапывается открытая траншея и ее заменяют после установки трубы, либо под дорогой может быть пробурен туннель.

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

Контроль и безопасность трубопроводов

Свинья — Инструмент для осмотра трубопроводов
Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Для обеспечения эффективной и безопасной эксплуатации разветвленной сети газопроводов трубопроводные компании регулярно проверяют свои трубопроводы на предмет коррозии и дефектов. Это достигается за счет использования сложного оборудования, известного как «умные свиньи».«Умные скребки — это интеллектуальные роботизированные устройства, которые перемещаются по трубопроводу для оценки внутренней части трубы. Умные скребки могут проверять толщину и округлость трубы, проверять наличие признаков коррозии, обнаруживать мелкие утечки и любые другие дефекты внутри трубопровода, которые могут либо препятствовать потоку газа, либо представлять потенциальную угрозу безопасности для работы трубопровод. Отправка «умного» скребка по трубопроводу уместно называется «очисткой» трубопровода.

В дополнение к проверке с помощью умных скребков существует ряд мер предосторожности и процедур, позволяющих минимизировать риск несчастных случаев.Фактически, транспортировка природного газа — один из самых безопасных способов транспортировки энергии, в основном из-за того, что инфраструктура закреплена и находится под землей. По данным Министерства транспорта (DOT), трубопроводы — самый безопасный способ транспортировки нефти и природного газа. По данным Управления безопасности трубопроводов Департамента транспорта США в 2009 году, в 2009 году число смертей, связанных с линиями электропередачи, превышало 100 человек, и 10 случаев смерти были связаны с системами распределения.Чтобы узнать больше о безопасности трубопроводов, посетите Управление безопасности трубопроводов DOT.

Некоторые меры безопасности, связанные с трубопроводами природного газа, включают:

  • Воздушное патрулирование — Самолеты используются, чтобы гарантировать, что строительные работы не ведутся слишком близко к маршруту трубопровода, особенно в жилых районах. Согласно INGAA
  • , несанкционированное строительство и земляные работы являются основной угрозой безопасности трубопровода.

  • Обнаружение утечек — Оборудование для обнаружения природного газа периодически используется персоналом трубопроводов на поверхности для проверки на утечки.Это особенно важно в регионах, где природный газ не одорирован.
  • Маркировочные знаки для трубопроводов — Знаки на поверхности над трубопроводами природного газа указывают на наличие подземных трубопроводов для населения, чтобы уменьшить вероятность любого вмешательства в трубопровод.
  • Отбор проб газа — Регулярный отбор проб природного газа в трубопроводах обеспечивает его качество и может также указывать на коррозию внутри трубопровода или приток загрязняющих веществ.
  • Профилактическое обслуживание — Это включает в себя тестирование клапанов и устранение поверхностных препятствий для проверки трубопровода.
  • Реагирование на чрезвычайные ситуации — Трубопроводные компании имеют обширные группы реагирования на чрезвычайные ситуации, которые тренируются на случай возникновения широкого спектра потенциальных аварий и чрезвычайных ситуаций.
  • Программа одного звонка — Все 50 штатов ввели так называемую программу «один звонок», которая предоставляет экскаваторам, строительным бригадам и всем, кто заинтересован в рытье земли вокруг трубопровода, по одному номеру телефона, который может быть вызывается, когда планируются какие-либо раскопки.Этот звонок предупреждает трубопроводную компанию, которая может пометить район или даже послать представителей для наблюдения за раскопками. Национальный трехзначный номер для одного звонка — «811».

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

»Распределение природного газа NaturalGas.org

Распределение природного газа

Распределение — это последний шаг в доставке природного газа потребителям. В то время как некоторые крупные промышленные, коммерческие и электроэнергетические потребители получают природный газ напрямую из межгосударственных и внутригосударственных трубопроводов большой мощности (обычно заключаемые через маркетинговые компании природного газа), большинство других пользователей получают природный газ от местного газового предприятия, также называемого местной распределительной компанией (LDC).НРС — это регулируемые коммунальные предприятия, участвующие в поставке природного газа потребителям в определенной географической зоне. Есть два основных типа коммунальных предприятий природного газа: принадлежащие инвесторам и государственные газовые системы, принадлежащие местным органам власти.

Установка распределительной трубы малого диаметра
Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Местные распределительные компании обычно транспортируют природный газ из точек доставки, расположенных на межгосударственных и внутригосударственных газопроводах, в домохозяйства и предприятия по распределительным трубам малого диаметра на тысячи миль.Пункт доставки, где природный газ перекачивается из магистрального трубопровода в местное газовое предприятие, часто называют «городскими воротами», и он является важным рыночным центром для ценообразования на природный газ в крупных городских районах. Как правило, коммунальные предприятия берут в собственность природный газ у городских ворот и поставляют его на счетчик каждого отдельного потребителя. Для этого требуется разветвленная сеть распределительных труб малого диаметра. Управление по безопасности трубопроводов и опасных материалов Министерства транспорта США сообщает, что в США протяженность распределительных труб составляет чуть более 2 миллионов миль.С., Включая городские магистрали и инженерные сети, соединяющие каждый счетчик с магистралью.

Из-за наличия транспортной инфраструктуры, необходимой для доставки природного газа множеству разнообразных потребителей в достаточно обширном географическом районе, затраты на распределение обычно составляют около половины затрат на природный газ для домашних хозяйств и потребителей небольшого объема. В то время как крупные трубопроводы могут снизить удельные затраты за счет транспортировки больших объемов природного газа, распределительные компании должны доставлять относительно небольшие объемы во многие другие места.По данным Управления энергетической информации (EIA), затраты на передачу и распределение составляли примерно половину ежемесячных счетов за газ коммунальных услуг типичного бытового потребителя природного газа в 2009 году, а затраты на сам природный газ составляли вторую половину.

Поставка природного газа

Цены на природный газ для жилых домов
Источник: Управление энергетической информации-2008

Доставка природного газа до точки конечного использования распределительным предприятием во многом схожа с транспортировкой природного газа, описанной в разделе о транспортировке.Однако распределение включает перемещение меньших объемов газа при гораздо более низком давлении на более короткие расстояния большому количеству индивидуальных пользователей. Труба меньшего диаметра также используется для транспортировки природного газа от городских ворот к отдельным потребителям.

Природный газ периодически сжимается для обеспечения потока по трубопроводу, хотя местные компрессорные станции обычно меньше, чем те, которые используются для транспортировки между штатами. Из-за меньших объемов перемещаемого природного газа, а также из-за того, что используется труба малого диаметра, давление, необходимое для перемещения природного газа по распределительной сети, намного ниже, чем давление в магистральных трубопроводах.В то время как природный газ, проходящий через межгосударственные трубопроводы, может быть сжат до 1500 фунтов на квадратный дюйм (фунт / кв. Дюйм), для природного газа, проходящего через распределительную сеть, требуется всего 3 фунта на квадратный дюйм, а давление составляет всего фунта на квадратный дюйм на счетчике заказчика. Раздаваемый природный газ обычно сбрасывается у городских ворот или рядом с ним, а также очищается и фильтруется (даже если он уже был обработан перед распределением по межгосударственным трубопроводам) для обеспечения низкого содержания влаги и твердых частиц.Кроме того, меркаптан — источник знакомого запаха тухлых яиц в природном газе — добавляется коммунальным предприятием перед распределением. Это добавлено, потому что природный газ не имеет запаха и цвета, а знакомый запах меркаптана значительно упрощает обнаружение утечек.

Распределительная компрессорная станция
Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Традиционно для строительства распределительных сетей использовались жесткие стальные трубы.Однако новая технология позволяет использовать гибкие пластмассовые и гофрированные трубы из нержавеющей стали вместо жестких стальных труб. Эти новые типы труб обеспечивают снижение затрат, гибкость установки и упрощают ремонт как для местных распределительных компаний, так и для потребителей природного газа.

Еще одно нововведение в распределении природного газа — использование электронных систем считывания показаний. Природный газ, потребляемый одним потребителем, измеряется местными счетчиками, которые, по сути, отслеживают объем природного газа, потребляемого в этом месте.Традиционно, чтобы правильно выставлять счета клиентам, необходимо было направить персонал для снятия показаний счетчиков для учета этих объемов. Однако новые электронные системы считывания показаний счетчиков способны передавать эту информацию непосредственно в коммунальное предприятие. Это приводит к экономии затрат для коммунального предприятия, которые, в свою очередь, передаются потребителям.

Установка жилого распределения
Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Установка газораспределительной трубы требует того же процесса, что и для больших трубопроводов: рытье траншей, в которую укладывается труба.Однако новые методы рытья траншей позволяют устанавливать распределительную трубу с меньшим воздействием на надземное окружение. Системы управляемого бурения используются для выкапывания подземной скважины, в которую может быть вставлена ​​труба, и могут привести к значительной экономии при выемке грунта и восстановлении. Это особенно важно в густонаселенных городских условиях и живописных сельских районах, где установка газораспределительной трубы может стать серьезным неудобством для жителей и владельцев бизнеса.

Системы диспетчерского контроля и сбора данных (SCADA), подобные тем, которые используются крупными трубопроводными компаниями, также используются местными распределительными компаниями. Эти системы могут интегрировать контроль и измерение расхода газа с другими системами бухгалтерского учета, выставления счетов и контрактов, чтобы обеспечить комплексную систему измерения и контроля для местного газового предприятия. Это позволяет коммунальному предприятию использовать точную и своевременную информацию о состоянии распределительной сети, чтобы обеспечить эффективное и действенное обслуживание в любое время.

Регулирование распределения природного газа

Традиционно местным газовым компаниям были предоставлены исключительные права на распределение природного газа в определенной географической зоне, а также на выполнение таких услуг, как выставление счетов, проверка безопасности и обеспечение подключения природного газа для новых клиентов. Как и межгосударственные трубопроводы, коммунальные предприятия исторически рассматривались как естественные монополии. Из-за высокой стоимости строительства распределительной инфраструктуры нерентабельно прокладывать несколько резервных распределительных сетей в одной области, в результате чего только одно коммунальное предприятие предлагает распределительные услуги.Из-за своего положения естественных монополий в данной географической зоне распределительные компании исторически регулировались таким образом, чтобы исключить злоупотребление монопольной властью и чтобы потребители природного газа не становились жертвами чрезмерно высоких затрат на распределение или неэффективных систем доставки.

Государственные комиссии по коммунальному хозяйству отвечают за надзор и регулирование деятельности местных газовых компаний, находящихся в собственности инвесторов. Коммунальные предприятия, принадлежащие местным органам власти, обычно управляются органами местного самоуправления, чтобы обеспечить рентабельное удовлетворение потребностей и предпочтений клиентов.Государственное регулирование местных распределительных компаний преследует различные цели, включая обеспечение адекватного снабжения, надежного обслуживания и разумных цен для потребителей, а также обеспечение адекватной нормы прибыли для коммунальных предприятий, принадлежащих инвестору. Государственные регулирующие органы также несут ответственность за надзор за строительством новых распределительных сетей, включая утверждение мест установки и предлагаемых дополнений к сети. Нормативные приказы и методы надзора варьируются от штата к штату. Чтобы узнать больше о регулировании распределения природного газа в вашем штате, щелкните здесь, чтобы посетить Национальную ассоциацию уполномоченных по регулированию коммунальных предприятий (NARUC).

Исторически местные распределительные компании предлагали только «пакетные» услуги; то есть они объединили стоимость транспортировки, распределения и самого природного газа в одну цену для потребителей. Однако, начиная с 1990-х годов, программы по «выбору клиента» стали предлагаться в рамках движения к розничному «разделению» продаж природного газа. Многие штаты в настоящее время предлагают программы, в которых клиенты могут выбрать поставщика, у которого будет приобретать природный газ отдельно, и использовать газовое предприятие просто для обслуживания и доставки этого газа.Программы выбора клиентов действуют более чем в 20 штатах и ​​в округе Колумбия. Чтобы узнать больше о статусе государственных программ выбора потребителей, посетите EIA.

Хотя большинство бытовых и небольших коммерческих потребителей по-прежнему склонны приобретать «пакетный» природный газ у коммунальных предприятий, все более важная роль маркетологов природного газа, а также инновации, подпитываемые растущей конкуренцией на рынке, приводят к инновационным способам поставка природного газа мелким потребителям, а также новых опций комплексных услуг, таких как системы домашней безопасности.Посетите наш раздел, чтобы узнать больше о маркетинге природного газа на жилищном рынке.

Распределение и безопасность

Местные распределительные компании, такие как крупные межгосударственные и внутригосударственные трубопроводы, поддерживают высочайшие стандарты безопасности, чтобы избежать предотвратимых аварий и своевременно устранить проблемы с распределительной сетью. Многие программы безопасности, поддерживаемые коммунальными предприятиями, очень похожи на программы межгосударственных трубопроводных компаний.Меры безопасности на местном уровне включают:

  • Оборудование для обнаружения утечек — Коммунальные предприятия имеют сложное оборудование для обнаружения утечек, предназначенное для обнаружения утечек природного газа из распределительной сети. Коммунальные предприятия также добавляют одоранты в природный газ, чтобы облегчить обнаружение утечки.
  • Образовательные программы по безопасности — Коммунальные предприятия обычно проводят семинары по безопасности природного газа в школах, общественных центрах и через другие организации, чтобы убедиться, что клиенты хорошо разбираются в процедурах безопасности природного газа и знают, что делать в случае утечки или чрезвычайной ситуации.
  • Дежурные технические специалисты — Коммунальные предприятия обслуживают целые группы технических специалистов по вызову 24 часа в сутки, семь дней в неделю, чтобы реагировать на проблемы и опасения клиентов.
  • Готовность к чрезвычайным ситуациям — Коммунальные предприятия участвуют в общественных и местных программах готовности к чрезвычайным ситуациям, обучая и готовясь к чрезвычайным ситуациям, таким как стихийные бедствия.
  • Системы единого вызова — Предоставляет клиентам, подрядчикам и экскаваторам единый номер телефона, по которому можно позвонить перед началом земляных работ или строительства, чтобы гарантировать, что трубопроводы и другие подземные сооружения не будут повреждены.В 2008 году был принят национальный телефонный номер «811», позволяющий «позвонить, прежде чем копать», при поддержке коммунальных служб, сообществ, аварийно-спасательных служб и государственных чиновников.
Группа реагирования на чрезвычайные ситуации в сообществе — проверка счетчиков газа
Источник: Федеральное агентство по чрезвычайным ситуациям

Это лишь некоторые из мер безопасности, применяемых местными распределительными компаниями.Просвещение клиентов особенно важно для безопасного распределения природного газа, особенно в густонаселенных районах. Обучая пользователей природного газа безопасному использованию природного газа, действиям в чрезвычайной ситуации и обнаружению утечек, распределительные компании гарантируют, что распределение природного газа останется одним из самых безопасных способов передачи энергии. Для получения дополнительной информации о безопасности использования природного газа в вашем регионе обратитесь в свою газовую компанию. Для получения информации о трубопроводах природного газа, в том числе, посетите Управление безопасности трубопроводов Министерства транспорта.

Газопроводов — Управление энергетической информации США (EIA)

Сеть газопроводов США представляет собой высоко интегрированную сеть, по которой природный газ транспортируется по всей континентальной части Соединенных Штатов. Сеть трубопроводов насчитывает около 3 миллионов миль магистральных и других трубопроводов, которые связывают районы добычи и хранилища природного газа с потребителями. В 2018 году эта сеть транспортировки природного газа доставила почти 28 триллионов кубических футов (триллионов кубических футов) природного газа примерно 75 миллионам потребителей.

Что составляет эту транспортную сеть?

  • Системы сбора, состоящие в основном из трубопроводов малого диаметра и низкого давления, перемещают неочищенный природный газ от устья скважины на завод по переработке природного газа или к соединению с более крупным магистральным трубопроводом.
  • Установки по переработке природного газа отделяют жидкие углеводородные газы, неуглеводородные газы и воду от природного газа перед подачей природного газа в магистральную транспортную систему.
  • Межгосударственные газопроводы большого диаметра с высоким давлением, пересекающие государственные границы, и внутригосударственные газопроводы, работающие в пределах государственных границ, транспортируют природный газ от мест добычи и переработки к хранилищам и распределительным центрам. Компрессорные станции (или насосные станции) в трубопроводной сети поддерживают поток природного газа по трубопроводной системе.
  • Местные распределительные компании поставляют природный газ потребителям по трубопроводам малого диаметра с низким давлением.

Нажмите для увеличения

Газопроводы природного газа

Источник: стоковая фотография (защищена авторским правом)

Как эта передающая и распределительная сеть стала такой большой?

Около половины существующей магистральной газотранспортной сети и большая часть местной распределительной сети были проложены в 1950-х и 1960-х годах, поскольку потребительский спрос на природный газ более чем удвоился после Второй мировой войны.Распределительная сеть продолжает расширяться, обеспечивая газоснабжение новых коммерческих объектов и жилых домов.

В период с 2003 по 2008 год цены на природный газ существенно выросли. Более высокие цены дали производителям природного газа стимул к расширению разработки существующих месторождений и началу разведки ранее неосвоенных месторождений природного газа. Развитие технологий бурения и добычи привело к увеличению добычи из сланцев и других плотных геологических формаций.Это увеличение производства способствовало общему снижению цен на природный газ с 2009 года, что, в свою очередь, способствовало увеличению спроса на природный газ для производства электроэнергии и в промышленности. Следовательно, были построены новые магистральные трубопроводы и строятся другие, чтобы связать расширенные и новые источники производства с большим количеством потребителей по всей стране, в первую очередь на северо-востоке.

Последнее обновление: 5 декабря 2019 г.

Поставка и хранение природного газа

Поставка природного газа потребителям

Доставка природного газа из газовых и нефтяных скважин потребителям требует множества объектов инфраструктуры и этапов обработки, а также включает несколько физических передач хранения.

  • Обработка
  • Транспорт
  • Хранилище

Переработка природного газа для транспортировки по трубопроводам

Природный газ, транспортируемый по магистральной системе транспортировки природного газа (трубопроводам) в Соединенных Штатах, должен соответствовать особым критериям качества, чтобы трубопроводная сеть (или сеть ) могла обеспечивать природный газ однородного качества.Устьевой природный газ может содержать загрязняющие примеси и жидкие углеводородные газы (HGL), которые необходимо удалить, прежде чем природный газ может быть безопасно доставлен в магистральные трубопроводы высокого давления, по которым природный газ транспортируется потребителям. Природный газ обычно перемещается из скважин природного газа и нефти через систему сбора трубопроводов на заводы по переработке природного газа для обработки.

Обработка природного газа может быть сложной и обычно включает несколько процессов или стадий для удаления нефти, воды, HGL и других примесей, таких как сера, гелий, азот, сероводород и диоксид углерода.Состав устьевого природного газа определяет количество стадий и процессов, необходимых для производства сухого природного газа трубопроводного качества. Эти этапы и процессы могут быть интегрированы в одно подразделение или операцию, выполняться в другом порядке или в альтернативных местах (аренда / завод) или не требоваться вовсе.

  • Сепараторы газ-масло-вода : Сброс давления в одноступенчатом сепараторе вызывает естественное отделение жидкостей от газов в природном газе.В некоторых случаях требуется многоступенчатый процесс разделения для разделения различных потоков жидкости.
  • Сепаратор конденсата : Конденсаты чаще всего удаляются из потока природного газа на устье скважины с помощью сепараторов, похожих на сепараторы газ-нефть-вода. Поток природного газа в сепаратор идет непосредственно с устья скважины. Добытый конденсат направляется в резервуары для хранения.
  • Обезвоживание : В процессе обезвоживания удаляется вода, которая может вызвать образование нежелательных гидратов и конденсацию воды в трубопроводах.
  • Удаление загрязняющих веществ : Неуглеводородные газы, такие как сероводород, диоксид углерода, водяной пар, гелий, азот и кислород, также должны удаляться из потока природного газа. Наиболее распространенный метод удаления — направлять природный газ через сосуд, содержащий раствор амина. Амины поглощают сероводород и диоксид углерода из природного газа и могут быть переработаны и регенерированы для повторного использования.
  • Экстракция азота : После того, как сероводород и диоксид углерода снижаются до приемлемых уровней, поток природного газа направляется в установку отвода азота (NRU), где он дополнительно обезвоживается с использованием слоев молекулярных сит.
  • Разделение метана : Процесс деметанизации потока природного газа может происходить как отдельная операция на заводе по переработке природного газа или как часть операции NRU. Методы криогенной обработки и абсорбции — это некоторые из способов отделения метана от HGL.
  • Фракционирование : Фракционирование разделяет HGL на составные жидкости с использованием различных точек кипения индивидуального HGL. ВСУ с перерабатывающего завода можно отправлять на нефтехимические заводы, нефтеперерабатывающие заводы и другим потребителям ВГК.

По трубопроводам природный газ с мест добычи доставляется на рынки

Трубопроводы для транспортировки природного газа представляют собой трубопроводы большого диаметра и часто являются протяженной частью трубопроводных систем природного газа, которые соединяют системы сбора в районах добычи, заводы по переработке природного газа, другие точки приема и основные районы обслуживания потребителей.

  • Межгосударственные газопроводы работают и транспортируют природный газ через государственные границы.
  • Интрастейт трубопроводы природного газа эксплуатируют и транспортируют природный газ в пределах государственной границы.
  • Hinshaw Трубопроводы природного газа принимают природный газ из межгосударственных трубопроводов и доставляют его потребителям для потребления в пределах государственной границы.

Когда природный газ поступает в места, где он будет использоваться (обычно через большие трубопроводы), он течет в трубопроводы меньшего диаметра, называемые магистральными , а затем в более мелкие служебные трубопроводы , которые идут непосредственно к домам или зданиям.

Природный газ также можно хранить в периоды пикового спроса

Спрос на природный газ колеблется ежедневно и сезонно, в то время как производство и импорт по трубопроводам относительно постоянны в краткосрочной перспективе. Хранение природного газа в периоды низкого спроса помогает гарантировать наличие достаточных запасов природного газа в периоды высокого спроса. Природный газ в больших объемах хранится в подземных сооружениях и в меньших объемах в резервуарах над или под землей.

  • Истощенные месторождения природного газа или нефти — близкие к потребляющим районам, где большая часть природного газа хранится в Соединенных Штатах.
  • Соляные каверны — которые обеспечивают высокие скорости отбора и закачки по сравнению с их рабочим объемом природного газа. Базовые потребности в природном газе относительно низкие. Большинство хранилищ соляных пещер находятся в формациях соляных куполов в штатах, граничащих с Мексиканским заливом. Соляные пещеры также выщелачивались из пластовых соляных образований в штатах на Среднем Западе, Северо-Востоке и Юго-Западе.
  • Водоносные горизонты — которые преобразованы в резервуары для хранения природного газа, особенно на Среднем Западе, где водоносные осадочные горные образования перекрыты водонепроницаемыми покрывающими породами.

Последнее обновление: 21 января 2020 г.

Объяснение природного газа — Управление энергетической информации США (EIA)

Что такое природный газ?

Природный газ — это ископаемый источник энергии, который образовался глубоко под поверхностью земли.Природный газ содержит множество различных соединений. Самый крупный компонент природного газа — метан, соединение с одним атомом углерода и четырьмя атомами водорода (Ch5). Природный газ также содержит меньшие количества сжиженного природного газа (ШФЛУ, который также является сжиженным углеводородным газом) и неуглеводородных газов, таких как диоксид углерода и водяной пар. Мы используем природный газ в качестве топлива, а также для производства материалов и химикатов.

Как образовался природный газ?

От миллионов до сотен миллионов лет назад и за долгие периоды времени останки растений и животных (например, диатомовых водорослей) образовали толстые слои на поверхности земли и на дне океана, иногда смешанные с песком, илом и карбонатом кальция. .Со временем эти слои были погребены под песком, илом и камнями. Давление и тепло превратили часть этого богатого углеродом и водородом материала в уголь, часть в нефть (нефть), а часть в природный газ.

Где находится природный газ?

В некоторых местах природный газ проникал в большие трещины и промежутки между слоями вышележащих пород. Природный газ, обнаруженный в этих типах пластов, иногда называют обычным природным газом .В других местах природный газ находится в крошечных порах (пространствах) в некоторых формациях из сланца, песчаника и других типов осадочных пород. Этот природный газ называется сланцевым газом или плотным газом , и иногда его называют нетрадиционным природным газом . Природный газ также встречается с месторождениями сырой нефти, и этот природный газ называется попутный природный газ . Залежи природного газа находятся на суше, а некоторые находятся на шельфе и глубоко под дном океана.Тип природного газа, обнаруженного в угольных месторождениях, называется метаном угольных пластов .

Источник: адаптировано из информационного бюллетеня Геологической службы США 0113-01 (общественное достояние)

Нажмите для увеличения

Операторы готовят скважину для зарядов взрывчатого вещества, используемых при сейсморазведке

Источник: стоковая фотография (защищена авторским правом)

Как мы находим природный газ?

Поиск природного газа начинается с геологов, изучающих строение и процессы на Земле.Они определяют типы геологических формаций, которые могут содержать залежи природного газа.

Геологи часто используют сейсморазведку на суше и в океане, чтобы найти подходящие места для бурения скважин на природный газ и нефть. Сейсмические исследования создают и измеряют сейсмические волны в земле, чтобы получить информацию о геологии горных пород. Для сейсморазведки на суше может использоваться самосвал , который имеет вибрирующую подушку, которая ударяет по земле для создания сейсмических волн в подстилающей породе.Иногда используются небольшие количества взрывчатки. Сейсмические исследования, проводимые в океане, используют взрывы звука, которые создают звуковые волны, чтобы исследовать геологию под дном океана.

Если результаты сейсморазведки показывают, что на участке есть потенциал для добычи природного газа, проводится бурение и испытания разведочной скважины. Результаты теста предоставляют информацию о качестве и количестве природного газа, доступного в ресурсе.

Бурение скважин на природный газ и добыча природного газа

Если результаты испытательной скважины показывают, что в геологической формации достаточно природного газа для добычи и получения прибыли, пробурены одна или несколько эксплуатационных (или эксплуатационных) скважин.Скважины природного газа могут быть пробурены вертикально и горизонтально в пластах, содержащих природный газ. В обычных месторождениях природного газа природный газ обычно легко течет вверх через скважины на поверхность.

В США и некоторых других странах природный газ добывается из сланцев и других типов осадочных пород путем вытеснения воды, химикатов и песка в скважину под высоким давлением. Этот процесс, называемый гидроразрывом или гидроразрывом , и иногда называемый нетрадиционной добычей, разрушает пласт, высвобождает природный газ из породы и позволяет природному газу течь в скважины и вверх на поверхность.В верхней части скважины на поверхности природный газ подается в сборные трубопроводы и направляется на газоперерабатывающие заводы.

Поскольку природный газ не имеет цвета, запаха и вкуса, газовые компании добавляют меркаптан в природный газ, чтобы придать ему отчетливый и неприятный запах, чтобы помочь обнаружить утечки в трубопроводах природного газа. Меркаптан — безвредное химическое вещество с запахом тухлых яиц.

Переработка природного газа для продажи и потребления

Природный газ, забираемый из скважин природного газа или сырой нефти, называется влажным природным газом , потому что наряду с метаном он обычно содержит ШФЛУ — этан, пропан, бутаны и пентаны — и водяной пар.Устьевой природный газ может также содержать неуглеводороды, такие как сера, гелий, азот, сероводород и диоксид углерода, большая часть которых должна быть удалена из природного газа перед его продажей потребителям.

Из устья скважины природный газ направляется на перерабатывающие предприятия, где удаляются водяной пар и неуглеводородные соединения, а ШФЛУ отделяется от влажного газа и продается отдельно. Некоторое количество этана часто остается в обработанном природном газе. Отделенный ШФЛУ называется жидкостями завода по производству природного газа (NGPL), а переработанный природный газ называется сухой , потребительский или природный газ трубопроводного качества .Часть устьевого природного газа достаточно сухая и без обработки удовлетворяет стандартам трубопроводной транспортировки. Химические вещества, называемые одорантами, добавляются в природный газ, чтобы можно было обнаружить утечки в газопроводах. Сухой природный газ по трубопроводам направляется в подземные хранилища или в распределительные компании, а затем потребителям.

В местах, где нет трубопроводов природного газа для отвода попутного природного газа, добытого из нефтяных скважин, природный газ может быть повторно закачан в нефтеносный пласт, либо его можно сбросить или сжечь (сжигать на факеле).Повторная закачка нерыночного природного газа может помочь поддерживать давление в нефтяных скважинах для увеличения добычи нефти.

Метан из угольных пластов может быть извлечен из угольных месторождений до или во время добычи угля, и его можно добавлять в трубопроводы природного газа без какой-либо специальной обработки.

Большая часть природного газа, потребляемого в Соединенных Штатах, производится в Соединенных Штатах. Часть природного газа импортируется по трубопроводам из Канады и Мексики. Небольшое количество природного газа также импортируется в виде сжиженного природного газа.

Последнее обновление: 6 декабря 2019 г.

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

Сравнение капитальных затрат (CAPEX)

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

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

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

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

Пример использования:

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

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

Таблица 1. Состав и условия подаваемого и обедненного газа

Таблица 2.Технические характеристики трубопроводов для трех случаев Рассмотрены три варианта транспортировки этого природного газа, и каждый из них кратко объяснен ниже.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

*

*

*