Давление газопровода: Классификация газа. Газ среднего давления, низкого, высокого 1 и 2 категории

Содержание

Типы и классификация газопроводов

По выполняемым функциям:

Магистральные газопроводы – используются для доставки газа на большие расстояния. На магистрали через определенный промежуток установлены газокомпрессорные станции, которые поддерживают давление. На конечном пункте магистрального трубопровода находятся газораспределительные станции, в которых давление снижается до необходимого уровня для снабжения потребителей.
Газопроводы распределительных сетей — используются для доставки газа от газораспределительных станций к конечному пользователю.

По давлению газа — высокого, среднего и низкого давления:

	Давление газа	Применение	Диаметр труб
высокого давления категории I-a	более 1,2 МПа	применяют для подключения к газовой системе паровых и турбинных установок, а также теплоэлектростанций	1000-1200 мм
высокого давления категории I	0,6 — 1,2 МПа	для передачи газа в газораспределительные пункты	1000-1200 мм
высокого давления категории II	0,3 — 0,6 МПа	Поставляется в газораспределительные пункты для жилых домов и в промышленные объекты	500 -1000 мм
среднего давления категории III	5 КПа — 0,3 МПа	для подведения газа к газораспределительным пунктам по трубам среднего давления, находящимся на жилых зданиях	300 — 500 мм
среднего давления категории IV	менее 5 КПа	непосредственно в жилые дома	менее 300 мм

По типу прокладки: надземные, наземные, подземные, подводные.

Стальные трубы применяются для строительства надземных установок, а стальные и полимерные трубы используют для строительства подземных. Именно на полимерные трубы все чаще падает выбор в последнее время благодаря таким свойствам, как устойчивость к коррозии, и, следовательно, долговечность. Вместе с этим отпадает необходимость в определении способов антикоррозионной защиты.

Конструирование, строительство газопроводов, которые находятся в регионах с определенными условиями, должны исполняться, учитывая рельеф территории, геологическое строение грунта, климатические и сейсмические условия, а также другие воздействия.

«Северный поток»

Северный поток — 2

«Северный поток» — экспортный газопровод из России в Европу через Балтийское море. Он напрямую связывает «Газпром» и европейских потребителей, минуя транзитные государства. «Северный поток» обеспечивает высокую надежность поставок российского газа в Европу.

Мощность двух ниток — 55 млрд куб.

м газа в год.

Протяженность — 1224 км.

Оператор «Северного потока» — компания Nord Stream AG.

Реализация проекта

«Северный поток» — это высокотехнологичный сверхнадежный маршрут поставки российского газа в ЕС.

2000–2006

В декабре 2000 года решением Европейской комиссии проекту «Северный поток» был присвоен статус TEN (Трансъевропейские сети), который был подтвержден в 2006 году. Это означает, что «Северный поток» имеет ключевое значение для обеспечения устойчивого развития и энергобезопасности Европы.

2010–2012

В апреле 2010 года в Балтийском море началось строительство газопровода «Северный поток». В ноябре 2011 года состоялся ввод в эксплуатацию первой нитки «Северного потока», в октябре 2012 года — второй нитки.

Закачку газа в «Северный поток» осуществляет компрессорная станция (КС) «Портовая». Это уникальный объект мировой газовой отрасли по суммарной мощности (366 МВт).

В «Северном потоке» использованы трубы диаметром 1220 мм, давление в газопроводе на выходе из расположенной на российском берегу компрессорной станции «Портовая» составляет 220 бар (220 кг на 1 кв. см), при выходе трубы на сушу в Германии — 106 бар.

До «Северного потока» никто в мире не строил газопроводов, по которым в бескомпрессорном режиме можно было бы транспортировать газ на расстояние 1224 км.

Еще некоторый запас по давлению создан на немецком берегу, ведь в Грайфсвальде КС тоже нет. Таким образом, энергии хватает не только, чтобы поставлять газ через Балтийское море без дополнительных компрессорных станций, но и чтобы транспортировать его еще на 100 км по суше.

Сталь, которая выбрана в рамках проекта для изготовления труб, — уникальна. Металлургам далеко не сразу удалось создать материал с таким запасом прочности и эластичности. Кроме того, внутреннюю поверхность трубы обработали таким образом, что шероховатость металла стала ниже шести микрон. Один микрон — тысячная часть миллиметра. Чтобы добиться такого показателя, сначала труба полируется механически, а затем на металл наносится специальное полимерное гладкостное покрытие.

Применяемые в проекте материалы, технологии и решения позволяют рассчитывать на безотказную работу газопровода в течение как минимум 50 лет.

Морской газопровод не требует больших затрат на обслуживание. Его состояние контролируется при помощи специальных диагностических устройств, которые запускают по трубе из России в Германию. Это так называемые интеллектуальные поршни — каждый из них представляет собой большой вычислительный комплекс. Конструкция газопровода как раз такова, чтобы по нему мог беспрепятственно проходить диагностический поршень — на всем протяжении трассы внутренний диаметр, исчисляемый с точностью до одного миллиметра, составляет 1153 мм.

В то же время внешний диаметр по ходу удаления от российского берега постепенно уменьшается в соответствии с падением давления газа. Первые 300 км труба должна выдерживать давление 220 бар, следующие почти 500 км — 200 бар, а затем — 170 бар. На каждом из этих участков стенка газопровода имеет различную толщину — от 34 до 27 мм. Такое сегментирование позволило сэкономить расходы на производство труб без ущерба для надежности.

На трубу нанесено специальное внешнее антикоррозийное и бетонное покрытие. Бетонное покрытие производится из высокоплотной железной руды, которая измельчается, смешивается с цементом и наносится на трубу. В результате труба оказывается в армированной спиральной оболочке, залитой бетоном, и затем в течение суток обрабатывается паром в специальных тоннелях. Обетонирование решает сразу несколько задач. Во-первых, удерживает газопровод на морском дне и фиксирует трубу, чтобы ее не сносило течением. Во-вторых, играет роль изоляции, защищающей магистраль от внешних механических повреждений.

Реализация проекта «Северный поток» способствовала развитию российской трубной отрасли. Производством труб большого диаметра для первой нитки газопровода занимался «Выксунский металлургический завод» (25%) и немецкий концерн Europipe (75%). Для второй нитки трубы произвели: ОМК (25%), Europipe (65%) и японская Sumitomo (10%).

«Северный поток» является транснациональным проектом. Процесс его строительства регулировался международными конвенциями и национальным законодательством каждого государства, через территориальные воды и/или исключительную экономическую зону которого проходит газопровод.

Акватория Балтийского моря по маршруту «Северного потока» была тщательно исследована до начала прокладки. Маршрут газопровода был намечен, насколько это возможно, по прямой линии и при этом скорректирован с учетом важных навигационных маршрутов, экологически чувствительных и других особых зон.

Строительство «Северного потока» осуществлялось с соблюдением самых строгих экологических норм и не нарушило экосистему Балтийского моря. В частности, для минимизации воздействия на окружающую среду строительные работы не велись во время нереста сельди, а также во время остановки перелетных птиц в этих местах.

В общей сложности исследовательские суда прошли свыше 40 тыс. км морского дна с целью изучения его рельефа и придонных отложений, поиска боеприпасов и объектов культурного наследия. Эксперты подробно исследовали химический состав воды по маршруту газопровода, морскую флору и фауну. Полученные результаты проанализировали и обобщили в материалах оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС), которые были представлены национальным государственным органам всех стран Балтийского моря вместе с заявочной документацией в процессе получения разрешений.

Страница не найдена

Северо-Запад

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

+7 (498) 569-03-04

Array

Все контакты филиала

Юго-Восток

140411 г. Коломна, пр. Кирова, д. 9

+7 (496) 615-67-04

Array

Все контакты филиала

Север

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

+7 (498) 687-47-04

Array

Все контакты филиала

Восток

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

+7 (496) 516-80-04

Array

Все контакты филиала

Запад

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

+7 (498) 690-43-04

Array

Все контакты филиала

Юг

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

+7 (496) 769-76-04

Array

Все контакты филиала

Не ваш филиал?

ДАВЛЕНИЕ ГАЗА — это.

.. Что такое ДАВЛЕНИЕ ГАЗА?

ДАВЛЕНИЕ ГАЗА: — сила, с которой давит газ, стремясь к расширению под действием теплового движения его молекул; оно выражается обычно в кгс/см², или в атм (1 атм соответствует давлению 1,03 кгс/см²).

ДАВЛЕНИЕ ВНУТРИ ЗЕМЛИ
ДАВЛЕНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ

Смотреть что такое «ДАВЛЕНИЕ ГАЗА» в других словарях:

давление газа — 3.6 давление газа: Избыточное давление движущегося газа относительно атмосферного давления. Источник: ГОСТ Р 52057 2003: Краны для газовых аппаратов. Общие технические требования и методы испытаний … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
давление газа — dujų slėgis statusas T sritis Standartizacija ir metrologija apibrėžtis Dujų molekulių, atsitrenkiančių į indo sienas, slėgis. atitikmenys: angl. gas pressure vok. Gasdruck, m rus. давление газа, n pranc. pression de gaz, f … Penkiakalbis aiškinamasis metrologijos terminų žodynas
давление газа — dujų slėgis statusas T sritis fizika atitikmenys: angl. gas pressure; gaseous pressure vok. Gasdruck, m rus. давление газа, n pranc. pression de gaz, f … Fizikos terminų žodynas
давление газа — статическое давление движущегося газа относительно атмосферного давления. Единица физической величины килопаскаль (кПа). (Смотри: ГОСТ Р 51733 2001. Котлы газовые центрального отопления, оснащенные атмосферными горелками, номинальной тепловой… … Строительный словарь
Давление газа рабочее — давление газа рабочее: максимально возможное давление газа, установленное проектом, при котором обеспечивается режим эксплуатации газопровода… Источник: Методические рекомендации по определению и обоснованию технологических потерь природного… … Официальная терминология
давление газа в пласте — — [http://slovarionline. ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN gas reservoir pressure … Справочник технического переводчика
давление газа, при котором начинается фонтанирование скважины — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN kickoff pressure … Справочник технического переводчика
давление газа р, кПа — 3.1.4 давление газа р, кПа: Статическое давление движущегося газа относительно атмосферного давления. Источник: ГОСТ Р 54439 2011: Котлы газовые для центрального отопл … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
давление газа, р, мбар — 3.1.10 давление газа, р, мбар: Статическое давление движущегося газа относительно атмосферного давления. Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
общее давление газа-наполнителя газового ионизационного детектора — общее давление газа наполнителя Сумма парциальных давлений газов внутри газового ионизационного детектора. [ГОСТ 19189 73] Тематики детекторы ионизирующих излучений Синонимы общее давление газа наполнителя EN filling gas total pressure of gas… … Справочник технического переводчика

В Европарламенте предлагают использовать ″Северный поток — 2″ для давления на Кремль | Новости из Германии о России | DW

Использование газопровода «Северный поток — 2», который сейчас находится на финальном этапе строительства, можно поставить ав зависимость от политического курса Кремля, заявил глава фракции Европейской народной партии (EVP) в Европарламенте Манфред Вебер (Manfred Weber) в интервью журналу Der Spiegel в субботу, 6 марта.

«Заместитель председателя Христанско-социального союза (эту должность Манфред Вебер совмещает с постом главы фракции партии EVP в Европарламенте. — Ред.) предлагает пользоваться «Северным потоком — 2″ как средством принуждения российского правительства к корректировке своего курса», — пишет издание.

Манфред Вебер

Вебер указывает, что газопровод «не отвечает европейским интересам», поскольку он «экономически стабилизирует систему Путина, которая ведет масштабную деятельность против Евросоюза и его членов». Поскольку прекращения строительства при нынешнем правительстве Германии добиться невозможно, «Северный поток — 2» следует превратить в рычаг внешнеполитического влияния, считает евродепутат.

Условия для использования «Северного потока — 2» в полную силу

Таким образом, Манфред Вебер разделяет аргументацию главы Мюнхенской конференции по безопасности Вольфганга Ишингера (Wolfgang Ischinger). Последний написал недавно статью для Der Spiegel, в которой прозвучали следующие слова: «Если российское руководство не вернется к партнерскому сотрудничеству, мощности газопровода («Северный поток — 2». — Ред.) нельзя будет использовать в полную силу». По мнению Ишингера, ответственность за подобную ситуацию в таком случае будет лежать на Кремле.

Газопровод «Северный поток — 2» должен поставлять российский газ напрямую в Европу по дну Балтийского моря. Общая мощность двух ниток трубопровода составляет 55 млрд кубометров газа в год. На сегодня строительство закончено более чем на 90 процентов. Критики строительства газопровода «Северный поток — 2» считают, что он усилит энергетическую зависимость Европы от России, однако Москва и Берлин настаивают, что речь идет о чисто экономическом проекте.

Наряду с США против газопровода активно выступают Украина, Латвия, Литва, Эстония и Польша.

Смотрите также:

Европейский рынок газа 2021: «Газпром» и его конкуренты
«Северный поток — 2» привлек «Фортуну»
Быть или не быть в Европе новому мощному российскому газопроводу «Северный поток — 2»? В 2021 году должна окончательно решиться судьба проекта «Газпрома» и пяти европейских фирм-финансистов. В обстановке резко обострившихся в ЕС политических дискуссий судно-трубоукладчик «Фортуна» в начале февраля возобновило прокладку труб в балтийских водах Дании, прерванную более чем на год из-за санкций США.
Европейский рынок газа 2021: «Газпром» и его конкуренты
«Академик Черский» готовился целый год
В начале апреля к работам в более глубоких водах Дании приступил «Академик Черский». Этот трубоукладчик вышел из дальневосточного порта Находка в сторону Балтики еще в феврале 2020. Но ему потребовался почти целый год, чтобы, курсируя между Германией и Россией, пройти модернизацию в немецких портах и несколько раз протестировать новую технику у берегов Калининградской области (на фото).
Европейский рынок газа 2021: «Газпром» и его конкуренты
Любмин ждет удвоения поставок из РФ
Терминал для приема 55 млрд кубометров в год по двум ниткам «Северного потока — 2» (в центре снимка у побережья) в немецком Любмине под Грайфсвальдом был в целом готов уже к концу 2019 года. Слева на другом берегу акватории небольшого порта — приемный терминал действующего с 2011 года первого «Северного потока» такой же мощности. Позади демонтируют закрытую АЭС времен ГДР и хранят ядерные отходы.
Европейский рынок газа 2021: «Газпром» и его конкуренты
Украинский транзит: качай или плати
Независимо от возможной достройки «Северного потока — 2» «Газпром» обязался до конца 2024 года ежегодно экспортировать через Украину 40 млрд кубометров либо оплачивать этот забронированный объем. Но в 2021-м спрос в Европе может оказаться выше из-за холодной зимы и опустевших газохранилищ. Однако за прокачку дополнительных объемов «Газпрому» придется платить по особо высоким транзитным тарифам.
Европейский рынок газа 2021: «Газпром» и его конкуренты
Eugal: газ в Германии не задержится
Задача «Северного потока — 2» — обеспечивать газом не столько ФРГ, сколько те страны в центре и на юге Европы, включая Италию, которые прежде снабжались через Украину. Об этом свидетельствует его продолжение от Любмина до Чехии — Eugal. На снимке этот газопровод мощностью тоже 55 млрд кубометров в год прокладывают через Эльбу. Конец сооружения второй нитки перенесли с января на апрель 2021.
Европейский рынок газа 2021: «Газпром» и его конкуренты
TAP: Азербайджан снабжает юг Европы
В трех важных для «Газпрома» странах на юге Европы — Греции, Болгарии и особенно Италии — с российским газом впредь будет конкурировать азербайджанский: в 2021 году заработал Трансадриатический газопровод TAP. Вместе с TANAP он образует Южный газовый коридор для поставок в ЕС в обход России 10 млрд кубометров с берегов Каспия. На снимке: компрессорная станция вблизи греческой деревни Кипой.
Европейский рынок газа 2021: «Газпром» и его конкуренты
Baltic Pipe: Польша сменит поставщика
До конца 2022 года на Балтике должен войти в строй еще один крупный газопровод: Baltic Pipe мощностью 10 млрд кубометров в год. Он сооружается при поддержке ЕС и будет поставлять норвежский газ через Данию в Польшу, которая намеревается к тому времени полностью прекратить закупки у «Газпрома». На снимке: прокладка труб между материковой частью Дании и островом Фюн.
Европейский рынок газа 2021: «Газпром» и его конкуренты
«Ямал СПГ» явно предпочитает Европу
Наряду с трубопроводным газом на европейский рынок из России все активнее экспортируется сжиженный природный газ (СПГ). В результате еще одним фактическим конкурентом «Газпрома» в Европе стала компания «Новатэк». Ее предприятие «Ямал СПГ», где стоят эти остроумно оформленные резервуары, в 2020 году предпочла отправить примерно 90% своей продукции на европейские терминалы, а не в Азию.
Автор: Андрей Гурков

В МИД объяснили усиление давления США на «Северный поток — 2»

https://ria.ru/20210405/davlenie-1604242762.html

В МИД объяснили усиление давления США на «Северный поток — 2»

В МИД объяснили усиление давления США на «Северный поток — 2» — РИА Новости, 05.04.2021

В МИД объяснили усиление давления США на «Северный поток — 2»

США усиливают давление на «Северный поток — 2», потому что строительство газопровода близится к завершению, заявил замглавы МИД России Александр Панкин в… РИА Новости, 05.04.2021

2021-04-05T10:35

2021-04-05T16:56

allseas

александр панкин

nord stream 2 ag

северный поток — 2

энтони блинкен

совет безопасности оон

сша

в мире

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

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

https://cdn22. img.ria.ru/images/07e5/04/01/1603761602_0:233:3072:1961_1920x0_80_0_0_47e2c7d1c4d42bccf2e4dc5793ad5706.jpg

МОСКВА, 5 апр — РИА Новости. США усиливают давление на «Северный поток — 2», потому что строительство газопровода близится к завершению, заявил замглавы МИД России Александр Панкин в интервью РИА Новости.Замглавы российского МИД подчеркнул, что односторонние ограничительные меры, зачастую с экстерриториальным эффектом, вводимые американцами в обход Совбеза ООН, уже давно вызывают возмущение не только в России, но и в официальных, деловых и общественных кругах большинства европейских стран. «В Берлине, Вене и других столицах не понимают, почему энергетическая политика стран ЕС должна регулироваться из Вашингтона? Почему Европа должна отказываться от выгодного ей газопровода и поставок по нему?» — отметил он.Панкин напомнил, что «Северный поток — 2» является чисто экономическим проектом, который отвечает интересам как России, так и Европы. «Газопровод обеспечит устойчивые поставки газа по конкурентным ценам в страны ЕС по кратчайшему пути. При этом природный газ в перспективе можно будет использовать для внедрения новых энергетических технологий, в том числе для производства водорода. Таким образом, в стратегическом плане «Северный поток — 2″ укрепит энергобезопасность Европы на десятилетия вперед. Это понимают и наши европейские партнеры. Именно поэтому заинтересованные в проекте страны твердо выступают за завершение строительства газопровода и не согласны с американским диктатом», — указал он.Американские санкции не остановят строительство газопровода «Северный поток — 2», подчеркнул Александр Панкин в интервью РИА Новости.Попытки «вставить палки в колеса» на этапе ввода в эксплуатацию газопровода «Северный поток — 2» незаконны, добавил Александр Панкин.Ранее ряд республиканцев в палате представителей США обратились с письмом к госсекретарю Энтони Блинкену и выразили обеспокоенность в связи с тем, что заявления американской администрации против «Северного потока — 2» якобы не подкрепляются и не соответствуют реальным действиям властей. В обращении к госсекретарю конгрессмены также приводят список из 15 судов и ряда компаний, связанных с проектом, против которых не были введены американские санкции, и призывают рассмотреть возможные действия в отношении них как можно скорее.»Северный поток — 2″ предполагает строительство двух ниток газопровода общей мощностью 55 миллиардов кубометров газа в год от побережья России через Балтийское море до Германии. Против проекта активно выступают США, продвигающие в ЕС свой сжиженный природный газ, а также Украина и ряд европейских стран. Штаты в декабре 2019 года ввели санкции против газопровода, в результате чего швейцарская Allseas вынуждена была остановить прокладку.Она продолжилась спустя год — в декабре 2020 года трубоукладчик «Фортуна» уложил 2,6 километра труб в водах Германии. В результате, по данным Nord Stream 2 AG, в конце января недостроенными оставались примерно 148 километров газопровода из общей протяженности двух его ниток в 2460 километров: в водах Дании оставалось уложить 120 километров и около 28 километров — в водах Германии. Как заявил ранее представитель Госдепартамента США, Вашингтон не исключает дальнейших мер против «Северного потока — 2».

https://ria.ru/20210402/sevpotok-1603977104.html

https://ria.ru/20210401/potok-1603760760.html

https://ria.ru/20210324/potok-1602587812.html

https://ria.ru/20210325/potok-1602763040.html

сша

РИА Новости

[email protected]

7 495 645-6601

ФГУП МИА «Россия сегодня»

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

2021

РИА Новости

[email protected]

7 495 645-6601

ФГУП МИА «Россия сегодня»

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

Новости

ru-RU

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

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

РИА Новости

[email protected]

7 495 645-6601

ФГУП МИА «Россия сегодня»

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

https://cdn25.img.

ria.ru/images/07e5/04/01/1603761602_149:315:2460:2048_1920x0_80_0_0_dffc9dba6a8a5929234a7ef0b4ded07b.jpg

РИА Новости

[email protected]

7 495 645-6601

ФГУП МИА «Россия сегодня»

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

РИА Новости

[email protected]

7 495 645-6601

ФГУП МИА «Россия сегодня»

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

allseas, александр панкин, nord stream 2 ag, северный поток — 2, энтони блинкен, совет безопасности оон, сша, в мире

Объемный и массовый расход газа

Расход газа – это количество газа, прошедшего через поперечное сечение трубопровода за единицу времени. Вопрос в том, что принять за меру количества газа. В этом качестве традиционно выступает объем газа, а получаемый расход называют объемным. Не случайно чаще всего расход газа выражают в объемных единицах (см3/мин, л/мин, м3/ч и т.д.). Другой мерой количества газа является его масса, а соответствующий расход называется массовым. Он измеряется в массовых единицах (например, г/с или кг/ч), которые на практике встречаются значительно реже.

Как объем связан с массой, так и объемный расход связан с массовым через плотность вещества:
, где – массовый расход, – объемный расход, – плотность газа в условиях измерения (рабочие условия). Пользуясь этим соотношением, для массового расхода переходят к использованию объемных единиц (см3/мин, л/мин, м3/ч и т.д.), но с указанием условий (температуру и давление газа), определяющих плотность газа. В России применяют «стандартные условия» (ст.): давление 101,325 кПа (абс) и температура 20°С. Помимо «стандартных», в Европе используют «нормальные условия» (н.): давление 101,325 кПа (абс) и температура 0°С. В результате, получаются единицы массового расхода н.л/мин, ст.м3/ч и т.д.

Итак, расход газа бывает объемным и массовым. Какой из них следует измерять в конкретном применении? Как наглядно увидеть разницу между ними? Давайте рассмотрим простой эксперимент, где три расходомера последовательно установлены в магистраль. Весь газ, поступающий на вход схемы, проходит через каждый из трех приборов и выбрасывается в атмосферу. Утечек или накопления газа в промежуточных точках системы не происходит.

Источником сжатого воздуха является компрессора, от которого под давлением 0,5…0,7 бар (изб) газ подаётся на вход поплавкового ротаметра. Выход ротаметра подключен ко входу теплового регулятора расхода газа серии EL-FLOW, производства компании Bronkhorst. В нашей схеме именно он регулирует количество газа, проходящее через систему. Далее газ подаётся на вход второго поплавкового ротаметра, абсолютно идентичного первому. При задании расхода 2 н.л/мин с помощью расходомера EL-FLOW первый поплавковый ротаметр дает показания 1,65 л/мин, а второй – 2,1 л/мин. Все три расходомера дают различные показания, причем разница достигает 30%. Хотя через каждый прибор проходит одно и то же количество газа.

Попробуем разобраться. Какая мера количества газа в данной ситуации остается постоянной: объем или масса? Ответ: масса. Все молекулы газа, попавшие на вход в систему, проходят через нее и выбрасываются в атмосферу после прохождения второго поплавкового ротаметра. Молекулы как раз и являются носителями массы газа. При этом удельный объем (расстояние между молекулами газа) в разных частях системы изменяется вместе с давлением.

Здесь следует вспомнить, что газы сжимаемы, чем выше давление, тем меньше объем занимает газ (закон Бойля-Мариотта). Характерный пример: цилиндр емкостью 1 литр, герметично закрытый подвижным поршнем малого веса. Внутри него содержится 1 литр воздуха при давлении порядка 1 бар (абс). Масса такого объема воздуха при температуре равной 20°С составляет 1,205 г. Если переместить поршень на половину расстояния до дна, то объем воздуха в цилиндре сократится наполовину и составит 0,5 литра, а давление повысится до 2 бар (абс), но масса газа не изменится и по-прежнему составит 1,205 г. Ведь общее количество молекул воздуха в цилиндре не изменилось.

Возвратимся к нашей системе. Массовый расход (количество молекул газа, проходящих через любое поперечное сечение в единицу времени) в системе постоянен. При этом давление в разных частях системы отличается. На входе в систему, внутри первого поплавкового ротаметра и в измерительной части расходомера EL-FLOW давление составляет порядка 0,6 бар (изб). В то время, как на выходе EL-FLOW и внутри второго поплавкового ротаметра давление практически атмосферное. Удельный объем газа на входе ниже, чем на выходе. Получается, что и объемный расход газа на входе ниже, чем на выходе.

Эти рассуждения подтверждаются и показаниями расходомеров. Расходомер EL-FLOW измеряет и поддерживает массовый расход воздуха на уровне 2 н.л/мин. Поплавковые ротаметры измеряют объемный расход при рабочих условиях. Для ротаметра на входе это: давление 0,6 бар (изб) и температура 21°С; для ротаметра на выходе: 0 бар (изб), 21°С. Также понадобится атмосферное давление: 97,97 кПа (абс). Для корректного сравнения показаний объемного расхода, все показания должны быть приведены к одним и тем же условиям. Возьмем в качестве таковых «нормальные условия» расходомера EL-FLOW: 101,325 кПа (абс) и температура 0°С.

Пересчет показаний поплавковых ротаметров в соответствии с методикой поверки ротаметров ГОСТ 8.122-99 осуществляется по формуле:

, где Q – расход при рабочих условиях; Р и Т – рабочие давление и температура газа; Q_С – расход при условиях приведения; Рс и Тс – давление и температура газа, соответствующие условиям приведения.

Пересчет показаний ротаметра на входе к нормальным условиям по этой формуле даёт значение расхода 1,985 л/мин, а ротаметра на выходе – 1,990 л/мин. Теперь разброс показаний расходомеров не превышает 0,75%, что при точности ротаметров 3% ВПИ является отличным результатом.

Из приведенного примера видно, что объемный расход сильно зависит от рабочих условий. Мы показали зависимость от давления, но в той же мере объемный расход зависит и от температуры (закон Гей-Люссака). Даже в технологической схеме, имеющей один вход и один выход, где отсутствуют утечки и накопление газа, показания объемного расходомера будут сильно зависеть от конкретного места установки. Хотя массовый расход будет одним и тем же в любой точке такой схемы.

Хорошо понимать физику процесса. Но, все же, какой расходомер выбрать: объемного расхода или массового? Ответ зависит от конкретной задачи. Каковы требования технологического процесса, с каким газом необходимо работать, величина измеряемого расхода, точность измерений, рабочие температура и давление, особые правила и нормы, действующие в Вашей сфере деятельности, и, наконец, отведенный бюджет. Также следует учитывать, что многие расходомеры, измеряющие объемный расход, могут комплектоваться датчиками температуры и давления. Они поставляются вместе с корректором, который фиксирует показания расходомера и датчиков, а затем приводит показания расходомера к стандартным условиям.

Но, тем не менее, можно дать общие рекомендации. Массовый расход важен тогда, когда в центре внимания находится сам газ, и необходимо контролировать количество молекул, не обращая внимания на рабочие условия (температура, давление). Здесь можно отметить динамическое смешение газов, реакторные системы, в том числе каталитические, системы коммерческого учета газов.

Измерение объемного расхода необходимо в случаях, когда основное внимание уделяется тому, что находится в объеме газа. Типичные примеры – промышленная гигиена и мониторинг атмосферного воздуха, где необходимо проводить количественную оценку загрязнений в объеме воздуха в реальных условиях.

Что такое напорный трубопровод

Напорный трубопровод — это тип трубопровода, который используется для транспортировки сырой нефти, нефтепродуктов и природного газа под очень высоким давлением.

Чтобы жидкости и газы текли по трубопроводу, давление в трубопроводе должно быть увеличено и постоянно поддерживаться в диапазоне от 200 до 1500 фунтов на квадратный дюйм в зависимости от вязкости транспортируемого нефтепродукта. Все трубопроводы высокого давления изготавливаются из углеродистой стали или стали и представляют собой трубопроводы большого диаметра (20 дюймов выше).

Теоретически напорная труба может транспортировать только негорючие, нетоксичные и некоррозионные газы, такие как сжиженный газ, пар или легковоспламеняющиеся и взрывоопасные, токсичные, коррозионные жидкости с максимальной рабочей температурой выше или равной стандартной точке кипения.

Бесшовные напорные трубы для различных применений с высоким давлением, использующих жидкость или газ в качестве рабочей среды, например, гидравлические установки, испытательные стенды и оборудование для гидроабразивной резки.

Напорные трубы характеризуются высоким пределом текучести и высоким пределом прочности в сочетании с большим удлинением.Устойчивость к давлению обеспечивается очень гладкой внутренней поверхностью.

Существует два метода испытаний под давлением: гидростатический и пневматический. Гидростатическое испытание проводится с использованием воды в качестве испытательной среды, тогда как при пневматическом испытании используется воздух, азот или любой негорючий и нетоксичный газ.

Перед проведением испытания под давлением необходима внутренняя проверка трубопровода. После того, как испытываемый трубопровод временно выведен из эксплуатации, безопасно выпустите метан из трубопровода и удалите из трубопровода весь мусор.Затем закройте оба конца трубопровода и заполните его под давлением водой, инертным газом, воздухом или природным газом. Давление в трубопроводе будет поддерживаться примерно восемь часов. После завершения испытания либо удалите воду, либо выпустите воздух или инертный газ из трубопровода. В зависимости от результатов испытаний, если требуется ремонт, будет проведено второе испытание под давлением, чтобы подтвердить успешность ремонта.

ПОСОБИЕ НАПРЯЖЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМАХ

Скачок давления в системе трубопроводов, известный как гидравлический или гидравлический удар, возникает всякий раз, когда линейный расход жидкости в трубе быстро изменяется — при запуске или остановке насосов клапаны открываются или закрываются быстродействующие исполнительные устройства или захваченный воздух перемещается внутри системы. Чем длиннее трубопровод и чем быстрее движется жидкость, тем выше вероятность удара.

Скачки давления создают нагрузку на материалы и соединения трубопроводов и могут вызвать физическое перемещение трубопроводной системы. Инженерные проекты должны включать средства управления, которые могут поддерживать скачки давления в пределах возможностей системы трубопроводов и устранять или минимизировать физическое движение системы. Вполне возможно, что импульсное давление будет вдвое выше нормального рабочего давления. На долговременную работу трубопроводной системы могут повлиять повторяющиеся ударные волны, что может привести к утечкам и другим дорогостоящим повреждениям.

Некоторые проблемы с импульсным давлением возникают из-за плохой конструкции системы трубопроводов — независимо от того, какой материал используется для системы. Например, слишком быстрое уменьшение размера трубы может привести к проблемам с импульсным давлением. Система может включать 8-дюймовую трубу при входе в тройник и сокращать до двух 3-дюймовых труб, выходящих из тройника. В такой ситуации внутри тройника создается скачок давления, поскольку линейная скорость жидкости должна значительно увеличиваться, чтобы протолкнуть тот же объемный расход через меньшее поперечное сечение потока.

Различные материалы по-разному действуют в условиях импульсного давления в зависимости от их прочности и эластичности. Понимание материала, используемого в системе трубопроводов, и разработка системы для регулирования давления и скорости потока жидкости в соответствии с ее возможностями важны для долгосрочной работы системы. Правильный выбор размера трубы по всей системе, регулирование скорости, с которой срабатывают клапаны и насосы, а также включение устройств для демпфирования гидроудара могут ограничить воздействие гидравлического удара и сохранить общее давление в системе в пределах проектных параметров.

Расчет импульсного давления

Конструкторы и инженеры могут управлять некоторыми факторами, относящимися к импульсному давлению, такими как диаметр трубы и скорость жидкости, в то время как такие факторы, как свойства жидкости, зависят от области применения. Инженеры могут использовать следующее уравнение для расчета максимального импульсного давления в трубопроводной системе:

Пульсирующее давление всегда следует рассчитывать как добавку к рабочему давлению в системе.Комбинированное импульсное давление и рабочее давление никогда не должны превышать в 1,5 раза максимальное рабочее давление системы.

Значения в таблицах, связанных ниже, основаны на приведенной выше формуле при 73 ° F и предположении, что вода, текущая с заданной скоростью галлонов в минуту, внезапно и полностью прекратится. Пульсирующее давление примерно на 15 процентов меньше при 180 ° F. Значения для жидкостей, отличных от воды, могут быть рассчитаны путем умножения квадратного корня из удельного веса жидкости.

В следующих таблицах показана несущая способность и потери на трение для трубопроводов по Графику 80 и включены как независимые, так и зависимые переменные.

Пропускная способность и потери на трение для трубы Corzan CPVC Schedule 80 (PDF)

Конструирование для минимизации скачков давления У инженеров

есть несколько вариантов при проектировании систем трубопроводов, которые помогают минимизировать негативное влияние скачков давления. Например, правильный выбор размеров труб — самый эффективный способ контролировать скорость жидкости. Чем больше диаметр трубы, тем меньше скорость жидкости для данного объемного расхода. Эту переменную следует отрегулировать для поддержания требуемого расхода при поддержании давления помпажа ниже 1.В 5 раз больше максимального рабочего давления материала трубопровода.

Линейная скорость потока жидкости в системе трубопроводов обычно должна быть ограничена до 5 футов / с для промышленных применений, особенно для труб диаметром шесть дюймов или больше. Ни в коем случае нельзя допускать скопления воздуха в системе во время ее работы. Во время запуска скорость жидкости в системе должна быть ограничена до 1 фут / с при заполнении или до тех пор, пока не будет выпущен весь воздух и давление не будет доведено до рабочих условий. Кроме того, нельзя позволять насосам всасывать воздух.

Можно использовать дополнительные средства защиты для предотвращения скачков давления или гидравлических ударов в трубопроводах. Такое оборудование может включать клапаны сброса давления, амортизаторы, ограничители перенапряжения и клапаны сброса вакуума воздуха. Клапаны быстрого действия всегда следует регулировать, чтобы предотвратить гидравлический удар.

Сочетание качественных трубопроводов и надлежащей конструкции для надежной и долгосрочной работы

Чрезмерное импульсное давление создает дополнительную нагрузку на материалы и соединения и может со временем утомить систему до точки отказа.Различные материалы по-разному работают в ситуациях импульсного давления в зависимости от их прочности и эластичности, поэтому важно понимать материал, который будет использоваться для системы трубопроводов, и правильно спроектировать систему, чтобы избежать дорогостоящих проблем с импульсным давлением.

При правильной конструкции и установке система трубопроводов Corzan из CPVC обеспечит годы надежной и продуктивной службы с минимальными затратами в течение жизненного цикла. За более чем 60 лет успешной работы в различных сложных промышленных условиях, Corzan CPVC предлагает превосходный баланс свойств для удовлетворения конкретных потребностей применения.

Узнайте больше о трубопроводах Corzan из CPVC и о том, как минимизировать импульсное давление в промышленных приложениях. Обратитесь к консультанту по трубопроводным системам Corzan или к производителю-партнеру для получения бесплатной консультации.

Подробная информация для этого блога частично взята из следующих ресурсов:

https://www.corzan.com/en-us/piping-systems/specification/fluid-handling

https://www.corzan.com/blog/how-to-optimize-a-piping-system-to-protect-against-surge-pressure-damage

http: // www.corzan.com/hubfs/Corzan%20CPVC%20Engineering%20Design%20Manual.pdf?t=1500573170875

Как работает система доставки природного газа?

Как работает система доставки природного газа?

Перетекание газа от более высокого давления к более низкому — это основополагающий принцип системы доставки природного газа. Величина давления в трубопроводе измеряется в фунтах на квадратный дюйм.

Из скважины природный газ поступает в «сборные» линии, которые похожи на ветки на дереве, увеличиваясь по мере приближения к центральной точке сбора.

Системы сбора

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

Некоторые системы сбора природного газа включают установку для обработки, которая выполняет такие функции, как удаление примесей, таких как вода, диоксид углерода или сера, которые могут вызвать коррозию трубопровода, или инертных газов, таких как гелий, которые могут снизить энергетическую ценность газа. Перерабатывающие предприятия также могут удалять небольшие количества пропана и бутана. Эти газы используются в качестве химического сырья и в других целях.

Система трансмиссии

Из системы сбора природный газ поступает в систему передачи, которая обычно состоит из трубопровода из высокопрочной стали, протяженностью около 272 000 миль.

Эти большие линии передачи природного газа можно сравнить с национальной системой автомагистралей между штатами. Они перемещают большие объемы природного газа за тысячи миль от регионов добычи в местные распределительные компании (НРС). Давление газа в каждой секции трубопровода обычно составляет от 200 до 1500 фунтов на квадратный дюйм, в зависимости от типа области, в которой работает трубопровод. В качестве меры безопасности трубопроводы спроектированы и построены так, чтобы выдерживать гораздо большее давление, чем когда-либо фактически достигается в системе.Например, трубопроводы в густонаселенных районах работают при давлении менее половины от расчетного.

Многие крупные межгосударственные трубопроводы являются «кольцевыми» — есть две или более линий, идущих параллельно друг другу на одной полосе отчуждения. Это обеспечивает максимальную производительность в периоды пикового спроса.

Компрессорные станции

Компрессорные станции расположены примерно через каждые 50-60 миль вдоль каждого трубопровода, чтобы повысить давление, которое теряется из-за трения природного газа, движущегося по стальной трубе.Многие компрессорные станции полностью автоматизированы, поэтому оборудование можно запускать или останавливать из центральной диспетчерской трубопровода. В диспетчерской также можно дистанционно управлять запорными клапанами в системе передачи. Операторы системы хранят подробные рабочие данные по каждой компрессорной станции и постоянно корректируют набор работающих двигателей, чтобы обеспечить максимальную эффективность и безопасность.

Природный газ движется по транспортной системе со скоростью до 30 миль в час, поэтому для доставки газа из Техаса в пункт приема коммунальных услуг на северо-востоке требуется несколько дней. Попутно существует множество взаимосвязей с другими трубопроводами и другими инженерными системами, что дает системным операторам большую гибкость при транспортировке газа.

Линейный пакет

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

Повышая и понижая давление на любой сегмент трубопровода, трубопроводная компания может использовать этот сегмент для хранения газа в периоды, когда спрос на конце трубопровода меньше.Использование Linepack таким образом позволяет операторам трубопроводов очень эффективно справляться с почасовыми колебаниями спроса.

Трубопроводы природного газа и коммунальные службы используют очень сложные компьютерные модели потребительского спроса на природный газ, которые связывают суточные и почасовые тенденции потребления с сезонными и экологическими факторами. Вот почему клиенты могут положиться на надежность природного газа — когда он нужен, он есть.

Выходные станции

Когда природный газ по магистральному трубопроводу достигает местного газового предприятия, он обычно проходит через «затворную станцию».«Коммунальные предприятия часто имеют шлюзовые станции, принимающие газ во многих разных местах и из нескольких разных трубопроводов. Затворные станции служат трем целям. Во-первых, они снижают давление в трубопроводе с уровней передачи (от 200 до 1500 фунтов) до уровней распределения, которые варьируются от ¼ фунта до 200 фунтов. Затем добавляется одорант, характерный кислый запах, связанный с природным газом, так что потребители могут почувствовать запах даже небольшого количества газа. Наконец, шлюзовая станция измеряет расход газа, чтобы определить полученное количество утилитой.

Система распределения

От шлюзовой станции природный газ поступает в распределительные трубопроводы или «магистрали» диаметром от 2 дюймов до более 24 дюймов. Внутри каждой распределительной системы есть секции, которые работают при разном давлении, с регуляторами, контролирующими давление. Некоторые регуляторы дистанционно управляются коммунальным предприятием для изменения давления в частях системы для оптимизации эффективности. Вообще говоря, чем ближе природный газ к потребителю, тем меньше диаметр трубы и ниже давление.

Как правило, центральный центр управления газовой компанией непрерывно контролирует расход и давление в различных точках своей системы. Операторы должны гарантировать, что газ достигнет каждого потребителя с достаточной скоростью потока и давлением для заправки оборудования и приборов. Они также гарантируют, что давление остается ниже максимального давления для контролируемых секций внутри системы. Линии распределения обычно работают при давлении менее одной пятой от расчетного.

По мере прохождения газа через систему регуляторы регулируют поток от более высокого до более низкого давления.Если регулятор обнаруживает, что давление упало ниже заданного значения, он соответственно откроется, чтобы пропустить больше газа. И наоборот, когда давление поднимается выше заданного значения, регулятор закрывается для регулировки. В качестве дополнительной меры безопасности на трубопроводах устанавливаются предохранительные клапаны для выпуска газа в атмосферу, где это необходимо.

Сложные компьютерные программы используются для оценки пропускной способности сети и обеспечения того, чтобы все клиенты получали достаточные запасы газа при минимальном уровне давления или выше, требуемом для их газовых приборов.

Распределительные сети соединены между собой в несколько схем сети со стратегически расположенными запорными клапанами. Эти клапаны сводят к минимуму необходимость прерывания обслуживания заказчиком во время операций по техническому обслуживанию и в аварийных ситуациях.

Перенос природного газа в дом

Природный газ проходит из магистрали в дом или офис по так называемой линии обслуживания. Как правило, коммунальное предприятие, занимающееся природным газом, несет ответственность за техническое обслуживание и эксплуатацию газопровода и объектов вплоть до счетчика газа в жилых домах. Ответственность за все оборудование и линии газоснабжения после бытового счетчика лежит на заказчике.

Когда газ достигает счетчика потребителя, он проходит через другой регулятор давления, чтобы при необходимости снизить его давление до менее фунта. По некоторым коммуникационным линиям идет газ, который уже находится под очень низким давлением. Это нормальное давление для природного газа в бытовой трубопроводной системе, которое меньше давления, создаваемого ребенком, надувающим пузыри через соломинку в стакане с молоком.Когда газовая печь или плита включена, давление газа немного выше, чем давление воздуха, поэтому газ выходит из горелки и воспламеняется своим знакомым чистым голубым пламенем.

Трубопровод высокого давления — обзор

1 Введение

Алюминий (Al) и его сплавы являются широко используемыми легкими конструкционными материалами из-за их высокой прочности и меньшего веса по сравнению со сталью. Алюминий (Al) и его сплавы также обладают различными комбинациями полезных свойств, таких как механические, трибологические, коррозионная стойкость, формуемость, пригодность для вторичного использования, а также электрическая и теплопроводность [1,2].Следовательно, алюминий и его сплавы все чаще используются во многих областях, таких как упаковка, автомобили, оборонные машины, нефтяные вышки, электрические экраны и линии передачи, газовые баллоны (высокого давления), трубопроводы, самолеты, аэрокосмическая промышленность, криогенные резервуары, поршневые кольца, тормоза. барабаны, корабли, лодки, корпуса судов на воздушной подушке и так далее. По своим свойствам алюминий и его сплавы используются в качестве заменителя стали и других металлов [3–5].

Коррозия — один из основных факторов, влияющих на свойства материала; снижает устойчивость, надежность и несущую способность; и сокращает срок службы инженерных компонентов или детали.В Международных мерах по предотвращению, применению и экономике коррозионных технологий (IMPACT) NACE International показано, что эффект коррозии составляет 3,4% валового внутреннего продукта (ВВП) страны [6]. Окружающая и высокотемпературная коррозия играют важную роль при выборе материалов для проектирования конструкций и инженерных компонентов, используемых в различных средах. При высоких температурах наблюдается сильное коррозионное воздействие, которое разрушает материал и снижает свойства инженерных компонентов.Косвенно или прямо, коррозия материалов при высоких температурах создаст экологические проблемы, такие как глобальное потепление и загрязнение воздуха [6,7]. Для повышения безопасности, надежности, рентабельности и качества металла и его сплавов от высокотемпературной коррозии были предложены различные методы, такие как защитный слой медленнорастущего оксида, керамическое покрытие, высокая способность к повторному заживлению, ионная имплантация, азотирование, науглероживание и др. композиты [7–11]. По сравнению с другими доступными металлами алюминий и его сплавы обладают высокой устойчивостью к коррозии при температуре окружающей среды из-за образования пассивного оксидного слоя на поверхности алюминия [12,13].Когда алюминиевый материал подвергается воздействию сильнокислой / щелочной атмосферы, образующийся пассивный оксидный поверхностный слой растворяется, что приводит к низкой коррозионной стойкости алюминия и его сплавов. Кроме того, для повышения коррозионной стойкости Al в кислой / щелочной и высокотемпературной атмосфере без ухудшения физических свойств материала были введены композиты с металлической матрицей (MMC) [14,15]. По сравнению с обычными металлами и их сплавами, MMC обеспечат более высокую прочность, жесткость и более высокие температурные характеристики для сложных применений с большими преимуществами.Когда речь идет о композитных материалах, матричный материал и армирующая добавка классифицируются на основе желаемых физических свойств инженерных компонентов или деталей, которые могут быть неустойчивыми к разрушению при повышенных температурах. Многие исследователи использовали макроэлементы армирования, такие как SiC, MoS, WC, Al ₂ O ₃, TiO ₂, летучая зола и т. Д., Чтобы улучшить свойства коррозионной стойкости матрицы из алюминия, меди, титана и магния. материал.В последние годы усиленные наноматериалом ММС играют важную роль в улучшении свойств коррозионной стойкости [16–18]. Наноматериалы из семейства углерода, такие как графен, фуллерены и углеродные нанотрубки (УНТ), привлекают широкий спектр исследований из-за их высокого отношения поверхности к объему и других физических свойств [19]. Химическое осаждение из паровой фазы (CVD) -CNT используется в различных приложениях, таких как морские, аэрокосмические, автомобильные, датчики, линии передачи, шатуны и т. Д. Из-за высокой чистоты по своей природе, меньшей стоимости, доступности и гидрофобности.

В этой главе авиационный материал из алюминиевого сплава (AA) 5083 используется в качестве материала матрицы и армирован многослойными углеродными нанотрубками на основе CVD (MWCNT) для различных составов. Исследования коррозии разработанных композитов проводились при комнатной и повышенной температуре в щелочной среде. Впоследствии были проведены электрохимические исследования и атомно-силовая микроскопия (АСМ), чтобы понять влияние углеродных нанотрубок.

Оценка падения давления вдоль трубопроводов

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

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

Конструкция трубопровода

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

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

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

Уравнение Бернулли

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

Уравнение записано как
(Уравнение 1)
где

Z	=	напор, фут,
П	=	давление, фунт / кв. Дюйм,
ρ	=	плотность, фунт / фут ³,
В	=	скорость, фут / сек,
г	=	гравитационная постоянная, фут / сек ²,
и
H _L	=	потеря напора, фут.

На рис. 2 представлена упрощенная графическая иллюстрация уравнения Бернулли.

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

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

H _L	=	потеря напора, фут,
f	=	Коэффициент трения по Муди, безразмерный,
L	=	длина трубы, фут,
D	=	диаметр трубы, фут,
В	=	скорость, фут / сек,
г	=	гравитационная постоянная фут / сек ²,
Δ P	=	падение давления, фунт / кв. Дюйм,
ρ	=	плотность, фунт / фут ³,
и
д	=	внутренний диаметр трубы, дюйм

Число Рейнольдса и коэффициент трения Муди

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 4 — Стандартные графики вязкости / температуры для жидких нефтепродуктов (любезно предоставлены ASTM).
Рис. 5 — Эффективная вязкость смеси масло / вода (любезно предоставлено AMEC Paragon).
Рис. 6 — Вязкость углеводородного газа в зависимости от температуры (любезно предоставлено Western Supply Co.).

Падение давления для потока жидкости

Общее уравнение

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

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

Уравнение Хазена Вильямса

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

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

Падение давления можно рассчитать по
(уравнение 10)

Падение давления для потока газа

Общее уравнение

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

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

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

Упрощенное уравнение

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

П ₁	=	давление на входе, фунт / кв. Дюйм,
П ₂	=	давление на выходе, фунт / кв. Дюйм,
S	=	удельный вес газа,
Q _г	=	Расход газа, млн.куб. Фут / сут,
Z	=	коэффициент сжимаемости газа, безразмерный,
Т	=	температура протока, ° R,
f	=	Коэффициент трения по Муди, безразмерный,
д	=	ID трубы, дюйм.,
и
L	=	длина, фут.

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

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

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

Уравнение Веймута
Уравнение Панхандла
Уравнение Шпицгласа

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

Уравнение Веймута

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

Q _г	=	Расход газа, млн.куб. Фут / сут,
д	=	внутренний диаметр трубы, дюйм,
П ₁	=	давление на входе, фунт / кв. Дюйм,
П ₂	=	давление на выходе, фунт / кв. Дюйм,
L	=	длина, фут,
Т ₁	=	температура газа на входе, ° R,
S	=	удельный вес газа,
и
Z	=	коэффициент сжимаемости для газа, безразмерный.

Уравнение Panhandle

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

Коэффициент полезного действия

E	=	(новая труба: 1,0; хорошие условия эксплуатации: 0,95; средние условия эксплуатации: 0,85),
Q _г	=	Расход газа, млн.куб. Фут / сут,
д	=	ID трубы, дюйм.,
П ₁	=	давление на входе, фунт / кв. Дюйм,
П ₂	=	давление на выходе, фунт / кв. Дюйм,
L _м	=	длина, миль,
Т ₁	=	температура газа на входе, ° R,
S	=	удельный вес газа,
и
Z	=	коэффициент сжимаемости для газа, безразмерный.

Уравнение шпицгласа

(уравнение 15)
где

Q _г	=	Расход газа, млн.куб. Фут / сут,
Δ h _W	=	потеря давления, дюймы водяного столба,
и
д	=	ID трубы, дюйм.

Предположения:

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

Применение формул

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

Упрощенная формула газа

Эта формула рекомендуется для большинства расходных приложений общего назначения.

Уравнение Веймута

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

Уравнение Panhandle

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

Уравнение шпицгласа

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

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

Многофазный поток

Режимы потока

Жидкость из ствола скважины в первую часть производственного оборудования (сепаратор) обычно представляет собой двухфазный поток жидкость / газ.

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

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

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

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

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

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

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

Пузырь

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

Пробковый поток

По мере того, как соотношение газ / жидкость продолжает увеличиваться, высота волны жидкости увеличивается до тех пор, пока гребни не соприкасаются с верхней частью трубы, создавая пробки жидкости.

Переходный поток

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

Кольцевой поток тумана

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

Рис. 11 — Карта вертикального многофазного потока (по Taitel и др. ). ^[2]

Двухфазный перепад давления

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

Упрощенная аппроксимация падения давления на трение для двухфазного потока

Ур.16 обеспечивает приближенное решение проблемы падения давления на трение в двухфазных задачах потока, которое соответствует заявленным допущениям.
(уравнение 16)
где

Δ P	=	падение давления на трение, psi,
f	=	Коэффициент трения по Муди, безразмерный,
L	=	длина, фут,
Вт	=	расход смеси, фунт / час,
ρ _M	=	Плотность смеси, фунт / фут ³,
и
д	=	ID трубы, дюйм.

Формула скорости потока смеси:
(уравнение 17)
где

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

Плотность смеси определяется по формуле
(уравнение 18)
, где

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

Формула применима, если выполняются следующие условия:

Δ P составляет менее 10% входного давления.
Пузырь или туман существует.
Нет перепадов высот.
Необратимая передача энергии между фазами отсутствует.

Падение давления из-за изменения высоты

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

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

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

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

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

Падение давления из-за клапанов и фитингов

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

Коэффициенты сопротивления

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

H _L	=	потеря напора, фут,
К _r	=	коэффициент сопротивления, безразмерный,
D	=	внутренний диаметр трубы, фут,
и
В	=	скорость, фут / сек.

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

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

Коэффициенты расхода

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

Q _L	=	Расход жидкости, B / D,
и
SG	=	плотность жидкости относительно воды.

Опять же, CV опубликован для большинства клапанов и фитингов, и его можно найти в Crane Flow of Fluids, ^[3] Engineering Data Book, ^[4] Cameron Hydraulic Data Book, ^[5], а также технические данные производителя.

Эквивалентная длина

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

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

(уравнение 24)
и
(уравнение.25)
где

К _r	=	коэффициент сопротивления, безразмерный,
D	=	диаметр трубы, фут,
f	=	Коэффициент трения по Муди, безразмерный,
д	=	внутренний диаметр трубы, дюйм,
и
С _В	=	коэффициент расхода жидкостей, безразмерный.

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

Номенклатура

Z	=	напор, фут,
П	=	давление, фунт / кв. Дюйм,
ρ	=	плотность, фунт / фут ³,
В	=	скорость, фут / сек,
г	=	гравитационная постоянная, фут / сек ²,
H _L	=	потеря напора, фут.
f	=	Коэффициент трения по Муди, безразмерный,
L	=	длина трубы, фут,
D	=	диаметр трубы, фут,
Δ P	=	падение давления, фунт / кв. Дюйм,
мкм	=	вязкость, фунт / фут-сек.
SG	=	удельный вес жидкости по отношению к воде (вода = 1),
Q _л	=	Расход жидкости, B / D,
S	=	удельный вес газа при стандартных условиях относительно воздуха (молекулярная масса, деленная на 29),
Q _г	=	Расход газа, млн.куб. Фут / сут.
γ	=	вязкость кинематическая, сантистокс,
ϕ	=	абсолютная вязкость, сП
Q _л	=	Расход жидкости, B / D,
w	=	расход, фунт / с
П ₁	=	давление на входе, фунт / кв. Дюйм
П ₂	=	давление на выходе, фунт / кв.
Δ h _W	=	потеря давления, дюймы водяного столба,
Вт	=	расход смеси, фунт / час,
ρ _M	=	Плотность смеси, фунт / фут ³
P	=	рабочее давление, фунт / кв. Дюйм,
R	=	Соотношение газ / жидкость, футы ³ / баррель,
Т	=	рабочая температура, ° Р,
Δ P _Z	=	Падение давления из-за увеличения высоты сегмента, фунт / кв. Дюйм,
Δ Z	=	увеличение высоты сегмента, фут.
H _L	=	потеря напора, фут,
К _r	=	коэффициент сопротивления, безразмерный
С _В	=	коэффициент расхода жидкостей, безразмерный.
К _r	=	коэффициент сопротивления, безразмерный,

Список литературы

↑ ^1.0 ^1,1 Гриффит П. 1984. Многофазный поток в трубах. J Pet Technol 36 (3): 361-367. SPE-12895-PA. http://dx.doi.org/10.2118/12895-PA.
↑ ^2,0 ^2,1 Тайтель, Ю., Борнеа, Д., и Дуклер, А.Э. 1980. Моделирование переходов режимов течения для установившегося восходящего потока газа и жидкости в вертикальных трубах. Айше Дж. 26 (3): 345-354. http://dx.doi.org/10.1002/aic.6304.
↑ ^3,0 ^3,1 Течение жидкости краном, Технический документ № 410.1976 г. Нью-Йорк: Crane Manufacturing Co.
↑ ^4,0 ^4,1 Сборник технических данных, девятое издание. 1972. Талса, Оклахома: Ассоциация поставщиков переработчиков природного газа.
↑ ^5,0 ^5,1 Westway, C.R. и Лумис, A.W. изд. 1979. Cameron Hydraulic Data Book, шестнадцатое издание. Озеро Вудклифф, Нью-Джерси: Ингерсолл-Рэнд.

Интересные статьи в OnePetro

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

Внешние ссылки

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

См. Также

Трубопроводы и трубопроводные системы

Трубопроводы

Очистка трубопровода

Соображения и стандарты проектирования трубопроводов

PEH: Трубопроводы и трубопроводы

Праймер для трубопровода
— Фонд безопасности пациентов для анестезии
На многочисленные вопросы в Комитет по технологиям ежеквартально в индивидуальном порядке и быстро отвечают знающие члены комитета.Многие из этих ответов были бы полезны для широкой читательской аудитории, но не подходят для колонки «Уважаемый SIRS». Поэтому мы создали эту простую колонку, чтобы удовлетворить потребности наших читателей.
Уважаемые вопросы и ответы,
Я всегда думал, что в системе центрального газоснабжения больницы кислородный трубопровод должен работать при немного более высоком давлении, чем трубопроводы воздуха и закиси азота, чтобы смягчить последствия возможного перекрестного соединения. Я работаю в новой больнице, и специалист по трубопроводу требует документации.Это просто неформальная мера безопасности или это предусмотрено кодексом? Спасибо за вашу помощь.
Сэмюэл Тирер, Мэриленд
Уважаемый доктор Тирер,
Стандарт 99 Национальной ассоциации противопожарной защиты (NFPA) для медицинских учреждений, издание 2005 г., гласит: «Трубопроводные системы, за исключением азотных, должны выдерживать давление 50-55 фунтов на кв. Дюйм (345-380 кПа) для всех выходы с максимальной скоростью потока ». Чтение NFPA похоже на чтение инструкций IRS 1040, так что, возможно, где-то еще в документе есть уточнение (относительно другого давления кислорода), которое я пропустил при сканировании.Но я никогда не слышал о другом давлении на стенку для O ₂.
Я считаю, что это не стандартное вождение, а местные предпочтения. Я слышал о больницах, которые устанавливают кислород на верхний предел допустимого диапазона, так что, если обратный клапан выходит из строя где-то в системе, кислород предотвращает потенциально гипоксические сценарии.
Использование самого высокого давления для кислорода в трубопроводной системе — очень старая практика по двум причинам:
Это позволяет подтвердить, что повседневная эксплуатация смешанной трубопроводной системы «безопасна» без использования анализатора кислорода на каждом выходе.Во многих частях мира это обычная проверка безопасности. Там, где используются газосмесительные устройства, например, с азотом / кислородом для обезболивания, они могут быть частью базовой конструкции.
Если есть какая-то связь между двумя линиями, лучше, чтобы кислород разбавлял другую. Я думаю, вы обнаружите, что это правило восходит к старым британским стандартам безопасности, которые предшествовали написанию спецификаций.
Комитет по технологиям APSF
Уважаемый доктор Тирер,
Диапазоны давления указаны в таблице 5.1.11 из NFPA 99-2005 для медицинского воздуха, кислорода, закиси азота, гелия и углекислого газа одинаковы (50-55 фунтов на квадратный дюйм). Я не могу найти ничего, что говорило бы, что один должен быть лучше другого, чтобы избежать перекрестных связей. NFPA 99 также требует строгого первоначального тестирования и определяет тестирование, которое необходимо после работы с системой.
NFPA принимает два теста для первоначальной проверки отсутствия перекрестных соединений в системе. Один из них называется индивидуальным испытанием под давлением , при котором в проверяемой системе должно быть повышено давление до 50 фунтов на кв. Дюйм, в то время как все другие отключенные атмосферные линии одновременно проверяются, чтобы определить, что испытательный газ подается только из выходов / входов системы трубопроводов. проходит тестирование.
Некоторые из ваших контактов могут иметь в виду другой приемлемый метод или Проверка перепада давления . Этот тест действительно требует, чтобы в кислородной системе и в системе медицинского воздуха (и других) было давление и поддерживалось давление на уровне фунтов на квадратный дюйм (50 фунтов на квадратный дюйм, 60 фунтов на квадратный дюйм, соответственно для кислорода и медицинского воздуха), после чего проводится испытание под давлением. на каждой розетке для проверки перекрестных соединений.
NFPA НЕ говорит, что система должна работать при нормальном использовании с этим давлением — скорее только для проверочного теста.
Майк Махан, PE
Баптистская больница Северной Каролины
Engineering
Winston-Salem, NC
Информация, представленная в этом столбце, предназначена только для образовательных целей, связанных с безопасностью, и не является медицинской или юридической консультацией. Индивидуальные или групповые ответы представляют собой только комментарии, предоставленные в целях обучения или обсуждения, и не являются рекомендациями или мнениями APSF. APSF не намерен предоставлять конкретные медицинские или юридические консультации или поддерживать какие-либо конкретные мнения или рекомендации в ответ на опубликованные запросы.Ни при каких обстоятельствах APSF не несет ответственности, прямо или косвенно, за любой ущерб или убытки, вызванные или предположительно вызванные или в связи с использованием любой такой информации.
Газопроводные системы и эксплуатация
Читатели требовали редакционных материалов, демонстрирующих основные знания, общие концепции и процессы, а также непрерывное образование в газоперерабатывающей промышленности, и компания Gas Processing & LNG откликнулась. Во второй части этой обучающей серии статей автор исследует основы газопроводных систем и эксплуатации.Следите за новыми статьями «Назад к основам» в следующих выпусках журнала Gas Processing & LNG.
В 4 веке до нашей эры китайский историк Чан Цюй описал странный «воздух огня», который использовался для освещения комнат и для производства соли путем кипячения рассола. Чанг также сообщил об изобретательной бамбуковой системе, запечатанной битумом, которая использовалась для транспортировки природного газа из трещины в открытой сельской местности в деревни; якобы он описал первый известный трубопровод.
В 1859 году американский бизнесмен Эдвин «полковник» Дрейк пробурил скважину для добычи нефти и попутного газа недалеко от Титусвилля в Пенсильвании.Газ доставлялся в Титусвилл по трубопроводу длиной 2 дюйма и 9 км, в основном для освещения. Дрейк доказал, что природный газ можно безопасно и легко транспортировать от источника к рынку, проложив путь для развития газовой промышленности.
Сегодня общая протяженность трубопроводов составляет 2,76 млн км в более чем 120 странах мира. Только в 2019 году было завершено строительство трубопроводов общей протяженностью 7830 км, или около одной пятой окружности Земли. Эти цифры красноречиво говорят о важности трубопроводных систем в газовой промышленности.
Эта статья дает представление о составных элементах трубопроводных систем. В нем также излагаются технические вопросы, связанные с сектором транспортировки и распределения природного газа, и то, как обрабатываются сезонные колебания спроса.
Магистральные и распределительные сети. Трубопроводные системы — это сложные инфраструктуры, соединяющие источники энергии с конечными пользователями, которые обычно расположены далеко от точек доставки. Пункты доставки обычно соответствуют узлам учета на производственных объектах, где природный газ передается от производителя к отправителю, или узлам учета на границах стран-импортеров.
Транспортная система содержит передающие сети или магистральные линии вместе с распределительной сетью. Магистральный трубопровод представляет собой трубу высокого давления (40–80 бар изб. Для береговых сооружений, до 200 бар изб. Для некоторых морских применений) и трубы большого диаметра (20–48 дюймов), проходящие на большие расстояния, часто по трансграничным маршрутам. . Он предназначен для обработки больших объемов газа, поступающего из нескольких точек входа (системы сбора, центральные технологические объекты и другие точки приема). Как правило, точки выхода из сети передачи ограничены боковыми линиями для подключения к региональным (внутригосударственным) сетям, инфраструктурам хранения и ключевым зонам потребителей.
Распределительные сети предназначены для обслуживания рынков. В целом, эту часть системы можно отнести к категории региональной распределительной системы, работающей при пониженном давлении (20–40 бар изб.) Для подачи газа промышленным потребителям, электростанциям и местным распределительным компаниям. Он получает газ от магистральных трубопроводов или от местных производителей.
Местные распределительные сети получают природный газ из региональных сетей, работающих под давлением 5–15 бар изб. Это давление дополнительно снижается местными распределительными компаниями, чтобы удовлетворить потребности конечных пользователей.Например, газ поставляется бытовым потребителям под давлением от 20 до 40 мбар.
Природный газ не имеет цвета и запаха. Чтобы сделать утечки легко обнаруживаемыми и снизить риски токсичности и взрыва, в природный газ в местной системе распределения добавляется ароматизирующий состав. Трет-бутилмеркаптан является наиболее часто используемым одорирующим веществом; 10 мг / см ³ будет достаточно.
Компрессорные станции. Природный газ, протекающий по линиям электропередачи, подвержен потерям давления из-за трения.В результате расширение газа снижает пропускную способность трубопровода в ущерб транспортной экономике. Компрессорные станции должны быть установлены вдоль магистрального трубопровода, чтобы ограничить скачок плотности газа. Как показывает практика, максимально допустимый перепад давления между двумя последовательными компрессорными станциями составляет примерно 25–30% от давления нагнетания на вышестоящих станциях.
Большая компрессорная станция может включать до 12 компрессоров (центробежных или поршневых). Эти компрессоры обычно приводятся в действие газовой турбиной с потребляемой мощностью до 60 МВт.Счет за электроэнергию для транспортировки природного газа является важным элементом финансовой отчетности транспортной компании.
Общая конфигурация системы трубопроводов показана на Рис. 1 . Некоторые крупные пользователи получают питание напрямую от магистральной линии, чтобы они могли справляться с переходными процессами нагрузки. В самом деле, низкое давление в распределительной сети не обеспечило бы большой емкости хранилища, на которую можно было бы положиться в переходных условиях.
Рис.1. Общее устройство трубопроводной системы.
Трубопроводные системы для транспортировки природного газа изготовлены из углеродистой стали, обладающей высоким пределом текучести и пределом прочности. Класс API 5L X65 и выше является наиболее популярным материалом из углеродистой стали, используемой для трубопроводов высокого давления. Для морских применений в основном используется класс L450 по API 5L. Распределительные системы были построены из множества различных материалов, включая чугун, сталь, медь и пластмассовые трубы.Пластиковые трубы сегодня широко используются в газораспределительных системах.
Диспетчерские центры. Пункты входа, доставки и выхода (включая входящие / исходящие потоки систем хранения), компрессорные станции и работы по техническому обслуживанию должны тщательно координироваться, контролироваться и контролироваться, чтобы гарантировать безопасную и эффективную работу и сбалансировать фактический спрос. Значительные колебания спроса наблюдаются в течение дня и недель, а также по сезонам.
Эта деятельность осуществляется через диспетчерские центры, в основе которых лежат телеметрические сети, системы удаленной передачи данных и централизованные системы мониторинга, наблюдения и контроля сбора данных.Ядром диспетчерского центра является сложная программная система диспетчерского управления и сбора данных, или SCADA. Система SCADA способна обрабатывать сотни тысяч данных, поступающих из множества измерений в режиме реального времени.
Основы проектирования трубопроводов. Новый рынок природного газа формируется из-за ограниченной клиентской базы. Трубопровод должен быть спроектирован с учетом динамики обслуживаемых рынков. Это потребует оптимального сочетания диаметров трубопроводов, станций сжатия и расстояний до них в зависимости от желаемой гибкости и расширяемости.
Для данного диаметра и длины трубопровода транспортные расходы снижаются с увеличением пропускной способности, поскольку отношение капитальных затрат к пропускной способности уменьшается быстрее, чем возрастают затраты на сжатие, как показано на рис. 2. По мере того, как пропускная способность продолжает расти, наклон кривой уменьшается. из-за более чем пропорционального увеличения стоимости сжатия, которое становится преобладающим справа от оптимальной точки.
Трубы разного диаметра имеют разные профили стоимости; поэтому транспортные операторы должны выбрать оптимальную конфигурацию трубопроводов с учетом прогнозируемого развития рынка.
Рис. 2 также показывает, что трубопроводы могут принести значительную экономию на масштабе: оптимальная точка уменьшается с увеличением диаметра трубы. По этой причине общепринято строить трубопроводную систему с большим диаметром трубы, чем требовалось изначально, но с ограничением мощности компрессора текущими потребностями. Новые компрессоры могут быть добавлены позже, когда возрастет потребность в транспортных мощностях.
Рис.2. Инвестиционная стоимость по сравнению с пропускной способностью трубопровода.
Когда рынок выходит за пределы оптимальной мощности, транспортные операторы сначала пытаются удовлетворить дополнительный спрос, увеличивая давление нагнетания существующего компрессора, прежде чем вкладывать средства в расширение. Однако этот подход допускает ограниченное «пространство для маневра», поскольку поток увеличивается только пропорционально квадратному корню из падения давления вдоль линии, в то время как потребление энергии компрессорами увеличивается более чем пропорционально.После извлечения максимальной дополнительной мощности из существующей конфигурации трубопроводов, новый рыночный спрос может быть удовлетворен путем чередования кольцевания существующей линии с добавлением новых компрессорных станций.
Замкнутая петля — это когда один трубопровод проложен параллельно между двумя компрессорными станциями, образуя две линии из одной, как показано на Рис. 3 . Для заданной производительности перепад давления между двумя последовательными станциями замкнутой системы составляет одну четвертую по сравнению с одиночной линией.Компрессионная станция справа от кольцевой секции может поднять давление до значения, соответствующего увеличенной производительности, при сохранении желаемого давления в точке выхода. Петлевой подход позволяет увеличить пропускную способность трубопроводной системы.
Рис. 3. Обводка трубопровода.
Расстояние между двумя компрессорными станциями составляет от 100 км до 200 км. Петлевые трубы могут увеличивать расстояние между компрессорными станциями.Иногда замораживание используется для создания емкости для хранения, где природный газ может быть упакован в трубопровод, чтобы увеличить поставки местным потребителям в периоды пиковой нагрузки. Помимо регулирования давления нагнетания и создания петель, еще одним вариантом увеличения пропускной способности трубопровода является установка нового компрессорного оборудования.
Подводные трубопроводы. При морской разведке и добыче газа подводные трубопроводы используются для соединения платформ с материком. Эти трубопроводы обычно изготавливаются из композитных материалов.Сердечник представляет собой трубу из углеродистой стали, рассчитанную на высокое давление. В зависимости от конфигурации системы трубопроводов внутренняя поверхность этих труб может быть покрыта покрытием, обычно материалом на основе эпоксидной смолы, для уменьшения трения. Снаружи металлическая часть трубы окутана многослойным полиэтиленовым покрытием для защиты от коррозии. В конечном итоге навес из бетонного материала обеспечит фундаментальную устойчивость и защиту от внешних воздействий.
Коммерческие трубы соединяются горизонтально на палубе судна и скользят по дну в традиционной S-образной форме.Затем их переставляют горизонтально на морском дне. Наклонный участок трубы между морским дном и трубоукладочным судном должен быть достаточно длинным, чтобы избежать изгибающего напряжения сборки.
Альтернативой S-образной формации является J-образная прокладка. Он заключается в соединении двух последовательных отрезков трубы вертикально на судне-укладчике. Затем труба вертикально опускается на морское дно. Техника «J» позволяет достигать больших глубин.
Примечание: На небольших расстояниях компрессорной станции на производственной платформе достаточно для доставки газа на береговую компрессорную станцию.На большие расстояния компрессорное оборудование необходимо устанавливать на стояках, что требует значительного увеличения затрат.
В качестве альтернативы, транспортировка природного газа на большие расстояния без промежуточных компрессорных станций может быть достигнута за счет повышения давления в трубопроводе. Трубопровод Nord Stream пересекает Балтийское море от Выборга, Россия, до Грайфсвальда, Германия, протяженностью 1224 км без промежуточных стояков. В условиях эксплуатации трубопровода температура газа падает внутри оболочки образования гидратов и пробок «сырого газа».”
Образование пробок / гидрата может нанести ущерб целостности трубопроводной системы; поэтому перед подачей природного газа в трубопровод его необходимо обработать так, чтобы в трубопроводе не могли образоваться куски жидкости или гидраты. На рис. 4 показаны специальные газоперерабатывающие установки, предназначенные для подводной транспортировки газа без промежуточной рекомпрессии.
Рис. 4. Газоперерабатывающий завод для международной транспортировки газа.Фото любезно предоставлено Siirtec Nigi SpA.
Хабы для природного газа. Хабы — важные инструменты для развития товарного рынка. Это места, физические или виртуальные, где можно свободно торговать природным газом и поставлять его через рыночный механизм, требующий разнообразных источников поставки газа (включая внутреннее производство, импорт трубопроводов и отгрузку СПГ за границу), хранилищ и сильной потребительской базы среди конкурирующих компаний. покупательский интерес.
В идеале, лучшие физические места для размещения концентратора — это точки схождения различных систем трубопроводов. Объединив эти системы, можно перемещать природный газ из районов поставки и экспортировать на основные рынки потребления. На открытых рынках регулирование играет ключевую роль в разрешении отечественным и иностранным участникам торговли и свободного доступа к трубопроводам и хранилищам.
Хенри Хаб — один из самых известных хабов. Расположенный в Эрате, штат Луизиана, Henry Hub соединяет девять межгосударственных и четыре внутриштатных трубопроводных системы, а также имеет возможность подключения к газовым хранилищам.
Управление сезонностью. Среди ископаемых видов топлива природный газ отличается заметными сезонными колебаниями спроса. Почасовые, еженедельные, ежемесячные и сезонные колебания потребления являются результатом сочетания отраслевых видов использования. Промышленность, производство электроэнергии, сельское хозяйство, транспорт и жилищный сектор используют природный газ для своей работы. Тем не менее, каждый сектор имеет разнообразный профиль потребления.
Рис. 5 показывает профили спроса для различных секторов в Италии, стране с умеренным климатом на юге Европы.Как можно видеть, промышленный сектор имеет почти плоский профиль, который имеет тенденцию сглаживать общий цикл наряду с производством электроэнергии. Однако ежедневные колебания выработки электроэнергии увеличиваются вследствие роста использования возобновляемых источников энергии. Предложение возобновляемой энергии подвержено резким и непредсказуемым колебаниям, в результате чего газовые турбины для выработки электроэнергии должны питаться природным газом, чтобы заполнить разрыв между спросом и предложением.
Рис.5. Структура спроса на газ по секторам в Италии.
В жилом секторе месячные пики спроса в три раза превышают минимальные. Рис. 5 показывает, что спрос значительно увеличивается с ноября по апрель и падает с конца апреля по октябрь. В целом тенденция спроса на природный газ представляет собой последовательность пиков и спадов со значительной амплитудой колебаний.
Предложение же, напротив, почти ровное.Это по техническим и экономическим причинам. В резервуарах газ должен диффундировать через пористость субстрата; поэтому значительные колебания в добыче газа могут нарушить добычу. Не имеет экономического смысла проектировать трубопровод с максимальной производительностью всего несколько месяцев в году; поэтому для профиля подачи можно сделать только ограниченный допуск, как показано синей линией на рис. 5 .
Несбалансированность спроса и предложения может быть устранена с помощью складских помещений в подземных геологических формациях.Эти буферы можно разделить на три типа:
Объекты подземного хранения газа (ПХГ), включая истощенные резервуары, водоносные горизонты и соляные полости
Емкости для хранения СПГ
Линейные пакеты.
Более 80% ПХГ — это истощенные резервуары, которые относительно легко преобразовать в хранилища. Водоносный горизонт подходит для хранения природного газа, если водоносная осадочная порода перекрыта непроницаемой покрывающей породой.Это требование ограничивает использование водоносных горизонтов в качестве хранилищ газа.
Право собственности на буферы принадлежит транспортным компаниям, поскольку нормативные акты обычно не предусматривают выделение хранилищ из других активов в цепочке поставок природного газа. Как правило, эти объекты расположены рядом с потребительскими районами.
Природный газ, хранящийся под давлением около 150 бар изб. В ПХГ, включает рабочий газ и буферный газ, как показано в Рис. 6 . Первый — это газ, который можно добывать из хранилищ для удовлетворения спроса.Рабочий газ составляет около 50% от общего количества (или 70% в случае соляных пещер). Амортизирующий газ обеспечивает тягу, необходимую в фазе подачи. Этот газ невозможно извлечь из хранилища без нарушения работы объекта.
Рис. 6. Иллюстрация подземного хранилища газа.
Зимой, когда спрос на природный газ резко возрастает, объем, необходимый для компенсации дополнительного потребления, обеспечивается рабочим газом.С весны до осени поступающий из магистральных трубопроводов газ сжимается и закачивается в хранилище. Таким образом обеспечивается баланс спроса и предложения.
Соляные пещеры вырезаны из геологических образований в результате процесса выщелачивания, который может длиться до 4 лет. Среди ПХГ соляные пещеры — самые дорогие сооружения; тем не менее, их способность к быстрой смене циклов (оборачиваемость запасов) в сочетании с реагированием на ежедневные (и даже почасовые) изменения потребностей клиентов снижает годовые затраты на 1 000 м ³ запасов газа, закачиваемых и забираемых.Возможность оборачиваемости запасов делает соляные каверны подходящим инструментом для снятия пиков, что оправдывает их высокие инвестиционные затраты.
Это описание относится к обычному использованию UGS. Однако площадки ПХГ могут также использоваться в качестве стратегических резервов для решения непредсказуемых событий, таких как не по сезону холодные зимы или перебои в потоках из-за непредвиденных происшествий, саботажа или геополитических споров. Эта функция ПХГ имеет первостепенное значение для тех стран / государств, где импорт природного газа составляет постоянную долю потребления газа.Как правило, этот рабочий газ нельзя добывать без разрешения правительства.
ПХГ также используются в спекулятивных целях. Если инвесторы ожидают роста цен в будущем, они могут купить желаемый объем природного газа на рынке, хранить его в ПХГ и перепродать, когда цена вырастет до или выше ожидаемого значения. Разница между продажной ценой и суммой покупной цены и стоимости хранения должна составлять безубыточность или прибыль.
В конце концов, ПХГ из истощенных резервуаров предоставляет поставщикам ограниченное пространство для маневра, чтобы справиться с временными потрясениями спроса.Тем не менее, система распределения должна быть способна удовлетворять краткосрочный пиковый спрос и колеблющийся спрос, которые могут происходить ежедневно или даже ежечасно. В этих случаях другие источники, используемые для пополнения запасов, — это линейная насадка и хранилище СПГ.
Метод линейной упаковки использует физический объем газа, содержащийся в трубопроводах. При давлении 80–100 бар в магистральном трубопроводе диаметром 40 дюймов и длиной 1000 км находится примерно 60 млн. М ³ –100 млн. М ³. Изменения рабочего давления в трубопроводе на несколько бар обеспечивают модуляцию — ограниченную несколькими десятками ммм ³ — и гибкость подачи.Эту гибкость можно использовать для удовлетворения мгновенных колебаний спроса.
В отличие от систем распределения других сырьевых товаров, роль, которую играет сектор добычи и переработки природного газа, выходит далеко за рамки взаимосвязи спроса и предложения. Системы газопроводов позволяют повсеместно использовать природный газ в основных секторах современной экономики и могут быстро реагировать на неблагоприятные события, тем самым обеспечивая непрерывность поставок.
Капиллярная диффузия магистральных трубопроводов и распределительных сетей, их взаимосвязь через узлы, своевременная координация точек входа, большое количество точек доставки и безопасность, предлагаемая ПХГ, делают поставки природного газа на конечные рынки безопасными и надежными. GP

Лоренцо Микуччи — старший директор Siirtec Nigi SpA.

Журнал "Дизайнер"