Диаметр газопровода магистрального: СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85* (с Изменениями N 1, 2)

состав и проектирование, сравнение цены с газгольдером

Содержание статьи:

Магистраль – трубопровод, предназначенный для передачи газа, нефти, воды, нефтепродуктов от места добычи или получения до места потребления. Это целый комплекс сооружений, включающий трубы, станции, установки защиты, резервуары для хранения и прочее. Магистральный газопровод – разновидность, обеспечивающая транспортировку природного газа.

Содержание

Предназначение магистрального газопровода

Магистральный газопровод транспортирует газ от места добычи до распределительных станций

Магистральный газ – это природный газ, добываемый из месторождений. Магистраль доставляет голубое топливо от точки добычи или места обработки до конечных пунктов. Сюда же входит система трубопроводов, связывающая отдельные места добычи газа. Все они составляют собой Единую систему газоснабжения Российской Федерации.

Конечным пунктом магистрали выступает не конкретный потребитель, а предприятие или станция. Трубопровод, по которому газ доставляют от магистральной трубы к населенному пункту, называют ответвлением.

Диаметр труб магистрали очень велик – от 720 до 1420 мм. Голубое топливо транспортируют только под избыточным давлением. Для магистрального газопровода допускается использовать только стальные бесшовные холоднокатаные трубы.

Прокладывают систему разными способами:

  • Подземный монтаж – самый выгодный. Трубы укладывают в траншеи на глубину 0,8 м и 1 м при диаметре до 1000 мм и до 1400 мм соответственно. В болотистых и торфяных грунтах глубина нужна больше – 1,1 м, а в скалистых меньшая – 0,6 м.
  • Надземный – магистраль устанавливается на опорах, а не лежит на земле.
  • Наземный – такой вариант реализуется в насыпных дамбах.
  • Подводный – если газ добывают со дна водоема, обустраивают подводный газопровод.

За функциональностью магистрального газопровода обычно отвечает государственная компания.

Разновидности магистралей

Магистральный трубопровод – сложная система. Классифицируют ее по самым разным признакам: диаметру используемых труб, давлению, под которым передается голубое топливо, методу укладки, конструкции системы. Производительность и назначение газопроводов разные.

В зависимости от рабочего давления

По величине давления различают 2 класса магистралей для передачи газа:

  • 1 – рабочее давление составляет 2,5–20 МПа. Допускается передача сжиженного газа.
  • 2 – величина напора составляет 1,2–2,5 МПа.

Диаметр и толщина стенок определяется назначением и способом укладки газопровода. От таких показателей зависит материал трубы. Для изделий диаметром до 500 мм изготавливают из спокойных углеродистых и низкоуглеродистых сталей, для труб сечением до 1020 мм – из спокойных и полуспокойных низкоуглеродистых сплавов. Трубы размером до 1420 мм выполняют только из низколегированной стали.

В зависимости от назначения

Газовая магистраль сооружается для разных целей. Величина конструкции заметно отличается:

  • Магистральные – выполняют транспортировку газа на большие расстояния. Система включает насосные установки, очистные сооружения, газораспределительные конструкции. Магистраль функционирует непрерывно, это одно из важнейших условий.
  • Технологические – системы, обслуживающие предприятия. Могут передавать природный газ, пар и другие газы. Они же обеспечивают отвод отходов производства.
  • Коммунально-сетевые – транспортируют пар. Давление здесь намного ниже, но конструкция такой системы обычно сложная. Различают распределительные, транзитные системы и разветвления.
  • Судовые – конструкции для перекачки газа на судах.
  • Машинные – напорные и безнапорные системы для подачи топлива, масла. Размеры их невелики.

Каждый газопровод обозначают особым знаком. Маркировка номеруется ГОСТом и входит в магистральный комплекс. На знаке размещают информацию о магистрали и предупреждения.

Общее строение

Магистральный газопровод – это не только трубы, но и разнообразное оборудование, обеспечивающее постоянное непрерывное функционирование:

  • трубопровод с ответвлениями, оснащенный лупингами и напорной арматурой, а также все конструкции, обеспечивающие транспортировку: узлы подсоединения, конструкции для преодоления искусственных и естественных препятствий, узлы пуска и замера, конструкции приема для очистки, пункты редуцирования, устройства для ввода метанола;
  • установки электрохимической и антикоррозийной защиты стальных труб;
  • узлы технологической связи;
  • линии электропередач – устанавливаются для управления запорной арматурой, а также электрохимической защитой магистрали;
  • устройства контроля за состоянием трубопровода на расстоянии;
  • противопожарные средства;
  • конструкция для разгазирования и хранения конденсата;
  • резервуары для аварийного выпуска сжиженного газа;
  • сооружения и постройки службы обслуживания магистрали;
  • вертолетные площадки, дороги и знаки, обозначающие месторасположение газопровода;
  • подземные станции хранения сжиженных углеводородов;
  • насосные станции – компрессорные, наливные, головные, перекачивающиеся, а также резервуарные парки;
  • предупредительные указатели.

Предпочтительнее подземная прокладка магистрали. Газопровод и нефтепровод можно укладывать в одном техническом коридоре.

Проектирование магистрального газопровода

Комплексное проектирование предполагает несколько этапов:

  • Геодезические, геологические, гидрологические и экологические исследования на всем протяжении будущей магистрали. По полученным сведениям определяют каким образом прокладывать трубу, где устанавливать насосы, потребуется ли дополнительное обслуживающие оборудование.
  • Определение эффективности и экономической выгоды: определяется объем перекачки, зоны поставки, конечные и начальные пункты и пункты промежуточного отбора.
  • Расчет характеристики трубопровода – диаметр труб, рабочее и максимальное давление, число перекачивающих станций.
  • Проектирование резервуаров, распределительных станций, узлов передачи и отбора, очистных сооружений и прочего.
  • Экономическое обоснование рентабельности: стоимость строительства, сравнение с другими способами доставки топлива.

Результат проектирования – комплекс технической документации, включающей сметы, расчеты, чертежи, макеты, ТЭО, записки и другие материалы, необходимые для строительства.

Схема строительства

Монониточный газопровод – труба одинакового диаметра на всем протяжении

Схемы укладки магистрального газа используются разные:

  • монониточные – система монтируется из труб одинакового диаметра на всем протяжении;
  • многониточные – в одном техническом коридоре укладывают несколько трубопроводов;
  • телескопические – диаметр трубопровода от начальной до конечной станции изменяется.

Если укладка магистрали включает разные сооружения – подземный контур, надземный, подводный, – используют более сложные схемы строительства.

Сравнение магистрального газа с газгольдером

Под магистралью чаще всего подразумевают ответвление газопровода с давленым ниже 0,005 МПа. Для газификации дома требуется спроектировать и установить внешний и внутренний газопровод, подключить газовые приборы внутри дома и подсоединить контур к местному газопроводу.

Газгольдер – резервуар для хранения сжиженного газа. Смесь пропана и бутана закачивают в стальной контейнер под давлением. Сжиженная смесь постепенно переходит в газообразную, вытесняясь в газопровод благодаря разнице в давлении. Резервуар устанавливают на участке возле дома, соединяют трубопроводом с газовыми приборами в здании. По мере исчерпания топлива газ периодически закачивают.

Все работы по установке магистрали и газгольдера выполняют только сотрудники газовых служб.

Оба варианта имеют свои плюсы и минусы:

  • Магистральный газ – это метан на 98%. В резервуаре хранят смесь пропана и бутана.
  • При авариях на трубопроводах магистральный газ могут отключить. Газгольдер обеспечивает автономность.
  • Стоимость подключения к магистрали в среднем составляет 50–100 тыс. р. Строительство газгольдера и установка обслуживающее оборудования стоит не менее 200 тыс. р.
  • Сроки сооружения зависят от многих факторов. Если газовая труба в поселке есть, подключение выполняется за 1–3 дня. Документы собирают дольше. Но если от здания до магистрали более 200 м, подключение затянется на 3–4 месяца. Установка газгольдера занимает 1–3 дня.
  • Безопасность магистрального газа выше. Метан легче воздуха и при утечке поднимается вверх. Если в доме нормальная вентиляция, риск отравлении или пожара невелик. Пропан-бутановая смесь тяжелее воздуха и накапливается на уровне пола до критических величин совершенно незаметно.

Из-за опасности утечки газгольдеры запрещено размещать рядом с колодцами и подвалами.

Стоимость использования примерно равная. Хотя метан из магистрали стоит в 3–4 раза дешевле, на деле расходуется он намного быстрее. При сжигании метана выделяется всего 9 кВт, а при горении пропан-бутановой смеси – 28 кВт, поэтому при отоплении здания природного газа приходится сжечь в 3 раза больше.

Правила использования газопровода и защита

Заниматься установкой и обслуживанием газопровода могут только представители газовой службы с допуском к таким работам

Правила технической эксплуатации магистралей подробно описывают нормы и требования к эксплуатации основных объектов и оборудования. Разработаны рекомендации для каждой составляющей комплекса:

  • При устройстве магистрали можно использовать только трубы и СДГ, имеющие сертификаты.
  • Подавать в трубопровод можно только очищенный и осушенный газ.
  • Запорную арматуру оборудуют системами местного и дистанционного управления.
  • При контакте сплава и земли металл подвергается электрохимической коррозии. Она существенно сокращает срок эксплуатации газопровода. Чтобы предупредить ее, устанавливают катодную, протекторную или дренажную защиту.
  • Все работы по осмотру, ремонту и профилактики магистрального газопровода проводят только сотрудники газовой службы.

Правила эксплуатации и использования газопроводов со средним и низким давлением идентичны. Разницу представляют собой только способы ремонта или прокладки, связанные с величиной напора.

Крупнейшие магистральные газопроводы в мире

Еще в 2-3 веке до н.э. известны случаи использования природного газа в народном хозяйстве. Так, например, в древнем Китае газ использовался для освещения и получения тепла. Подача газа от месторождений до потребителей осуществлялась по бамбуковым трубам за счёт давления источника газа, т.е. «самотёком». Стыки труб конопатились паклей. Газопроводы в современном понимании этого слова стали широко появляться в начале 19 века и использовались для нужд освещения и отопления, а также для технологических нужд на производстве. В 1859 году в американском штате Пенсильвания был построен газопровод диаметром 5 см и длиной порядка 9 км, соединяющий месторождение и ближайший к нему город Тайтесвиль.

За полтора столетия потребность в использовании газа выросла в сотни раз, а вместе с ней увеличился диаметр и протяженность газопроводов.

Сегодня магистральные газопроводы – это трубопроводы, предназначенные для транспортирования природного газа из районов добычи к пунктам потребления. Через определённые интервалы на магистрали установлены газокомпрессорные станции, поддерживающие давление в трубопроводе. В конечном пункте магистрального газопровода расположены газораспределительные станции, на которых давление понижается до уровня, необходимого для снабжения потребителей.

В настоящее время с точки зрения эффективности максимальным диаметром газопровода считается 1420 мм.

Россия

krupneyshie-gazoprovodyНа сегодняшний день Россия занимает первое место в мире по разведанным запасам газа (25% общемировых запасов), а российская газотранспортная система является крупнейшей в мире. Средняя дальность транспортировки газа на сегодняшний день составляет около 2,6 тыс. км при поставках для внутреннего потребления и примерно 3,3 тыс. км при поставках на экспорт. Протяженность магистральных газопроводов на территории России составляет 168,3 тыс. км. Такой длины вполне хватит, чтобы обогнуть Землю четыре раза.

Основная часть Единой системы газоснабжения России создана в 50-80-х годах 20 века и помимо системы газопроводов включает в себя 268 линейных компрессорных станций общей мощностью 42 тыс. МВт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, 25 подземных хранилищ.

Сегодня собственником российского сегмента ЕСГ является ОАО «Газпром».

15 сентября 1943 года был введен в эксплуатацию газопровод диаметром 300 мм Бугуруслан — Похвистнево — Куйбышев протяженностью 165 км и мощностью 220 млн кубометров в год. В этот день первый газ поступил на Безымянскую ТЭЦ и промышленные предприятия Куйбышева. Именно с этого газопровода начинается история развития газотранспортной системы нашей страны.

Сегодня крупнейшими магистральными газопроводами России являются:

Газопровод «Уренгой — Помары — Ужгород» — магистральный экспортный газопровод, построенный СССР в 1983 году для поставки природного газа с месторождений севера Западной Сибири потребителям в странах Центральной и Западной Европы. Пропускная способность — 32 млрд м³ природного газа в год (проектная). Фактическая пропускная способность — 28 млрд м³ в год. Диаметр трубопровода — 1420 мм. Общая длина газопровода – 4451 км. Проект экспортного трубопровода был предложен в 1978 году от месторождений Ямбурга, но позже был изменён на трубопровод от Уренгойского месторождения, которое уже эксплуатировалось.

Газопровод «Союз» — экспортный магистральный газопровод. Диаметр газопровода — 1420 мм, проектное давление — 7,5 МПа (75 атмосфер), пропускная способность — 26 млрд м³ газа в год. Основной источник газа для магистрали — Оренбургское газоконденсатное месторождение. Газопровод «Союз» принят в экплуатацию 11 ноября 1980 года. Газопровод «Союз» проходит через территорию России, Казахстана и Украины по маршруту: Оренбург — Уральск — Александров Гай — ГИС «Сохрановка» (граница России и Украины) — Кременчуг — Долина — Ужгород. Общая протяжённость газопровода — 2750 км, в том числе 300 км по территории Казахстана и 1568 км по территории Украины.

gazoprovod-yamal-evropaГазопровод «Ямал — Европа» — транснациональный магистральный экспортный газопровод, введённый в действие в 1999 году. Соединяет газовые месторождения севера Западной Сибири с потребителями в Европе. Газопровод стал дополнительным экспортным коридором, повысившим гибкость и надёжность поставок российского газа в Западную Европу (через газотранспортные системы YAGAL-Nord и STEGAL — MIDAL — ПХГ «Реден»).

Берет свое начало в газотранспортном узле в г. Торжок (Тверская область). Проходит по территории России (402 км), Белоруссии (575 км), Польши (683 км) и Германии. Конечная западная точка магистрального газопровода «Ямал-Европа» — компрессорная станция «Мальнов» (в районе г. Франкфурт-на-Одере) вблизи немецко-польской границы. Общая протяжённость газопровода превышает 2000 км, диаметр — 1420 мм. Проектная мощность — 32,9 млрд м³ газа в год. Количество компрессорных станций на газопроводе — 14 (3 — в России, 5 — в Белоруссии, 5 — в Польше и одна — в Германии).

«Северный поток» — магистральный газопровод между Россией и Германией, проходящий по дну Балтийского моря. Газопровод «Северный поток» — самый длинный подводный маршрут экспорта газа в мире, его протяжённость — 1224 км. Владелец и оператор — компания Nord Stream AG. Диаметр трубы (внешний) — 1220 мм. Рабочее давление — 22 МПа.

В проекте участвуют Россия, Германия, Нидерланды и Франция; против его реализации выступали страны-транзитёры российского газа и страны Прибалтики. Цели проекта — увеличение поставок газа на европейский рынок и снижение зависимости от транзитных стран.

Прокладка трубопровода начата в апреле 2010 года. В сентябре 2011 года начато заполнение технологическим газом первой из двух ниток.

8 ноября 2011 года начались поставки газа по первой нитке газопровода. 18 апреля 2012 года была закончена вторая нитка. 8 октября 2012 года начались поставки газа по двум ниткам газопровода в коммерческом режиме.

Европа

Один из самых длинных в мире подводных газопроводов проложен между Норвегией и Великобританией по дну Северного моря. Магистральный газопровод «Лангелед» соединяет норвежское газовое месторождение Ормен Ланге с британским терминалом Исингтоном. Его протяженность составляет 1200 км. Строительство началось в 2004 году, официальное открытие прошло в октябре 2007 года в Лондоне.

Ближний Восток

Газопровод «Иран – Турция», протяженностью 2577 км проложен из Табриза через Эрзурум в Анкару. Изначально газопровод «Тебриз — Анкара» с пропускной способностью 14 млрд. м³ газа в год должен был стать частью трубопровода «Парс», что позволило бы соединить европейских потребителей с крупным иранским газоносным месторождением «Южный Парс». Однако из-за санкций Иран не смог приступить к реализации данного проекта.

Азия

gazoprovod-kitayКитайский газопровод «Запад – Восток», протяженностью 8704 км, соединяет базовые северо-западные ресурсы Таримского бассейна — месторождение Чанцин, запасы которого оцениваются в 750 миллиардов кубометров газа — с экономически развитым восточным побережьем Поднебесной. Газопровод включает в себя одну магистральную линию и 8 региональных ответвлений. Проектная мощность трубопровода — 30 млрд. м³ природного газа в год. Тысячи километров труб протянулись через 15 регионов провинциального уровня и проходят через различные природные зоны: плато, горы, пустыни и реки. Трубопровод «Запад-Восток» считается самым масштабным и наиболее сложным проектом в газовой отрасли, когда-либо реализованным в Китае. Цель проекта – развитие западных регионов Китая.

Газопровод «Средняя Азия – Центр», протяженностью 5000 км соединяет газовые месторождения Туркмении, Казахстана и Узбекистана с промышленно развитыми районами центральной России, стран СНГ и дальнего зарубежья. Первая очередь трубопровода была пущена в эксплуатацию еще в 1967 году. Впервые в истории мировой газовой промышленности были использованы трубы диаметром 1200–1400 мм. При строительстве были осуществлены подводные переходы магистрального газопровода через крупнейшие реки региона: Аму-Дарья, Волга, Урал, Ока. К 1985 году газопровод «Средняя Азия – Центр» превратился в многониточную систему магистральных газопроводов и газопроводов-отводов с ежегодной пропускной способностью 80 млрд. м³.

Газопровод «Туркмения — Китай» проходит по территории четырех стран (Туркмения, Узбекистан, Казахстан и Китай) и имеет протяженность 1833 км. Строительство трубопровода началось в 2007 году. Официальная церемония открытия газопровода состоялась 14 декабря 2009 года на месторождении Самандепе (Туркмения). Диаметр труб – 1067 мм. Проектная мощность газопровода — 40 млрд. м³ природного газа в год.

Северная Америка

gazoprovod-rockies-expressПервый и самый длинный на сегодняшний день американский магистральный газопровод «Теннесси», построен в 1944 г. Его длина составляет 3300 км, и он включает в себя пять ниток диаметром от 510 до 760 мм. Маршрут проходит от Мексиканского залива через штаты Арканзас, Кентукки, Теннеси, Огайо и Пенсильванию до Западной Вирджинии, Нью Джерси, Нью-Йорка и Новой Англии.

Американский газопровод высокого давления «Rockies Express», протяженностью 2702 км, проложил свой маршрут от Скалистых гор (штат Колорадо) до Огайо. Последняя нитка газопровода была запущена 12 ноября 2009 г. Диаметр 910 – 1070 мм и состоит из трех ниток, которые идут по территории восьми штатов. Пропускная способность магистрали — 37 млрд. м³ газа в год.

Южная Америка

Газопровод «Боливия-Бразилия» является самым длинным трубопроводом природного газа в Южной Америке. 3150-километровый трубопровод соединяет газовые месторождения Боливии с юго-восточными регионами Бразилии. Строился в два этапа, первая ветка длиной 1418 км начала работу в 1999 г., вторая ветка длиной 1165 км начала работу в 2000 г. Диаметр газопровода 410 – 810 мм. Пропускная способность магистрали — 11 млрд. м³ газа в год.

Африка

gazoprovod-transmedМагистральный газопровод «ТрансМед», протяженностью 2475 км, проложил свой маршрут из Алжира через Тунис и Сицилию в Италию, далее расширение трубопровода осуществляет поставки алжирского газа в Словению. Диаметр наземной части 1070-1220 мм. Текущая мощность трубопровода составляет 30.2 миллиарда кубических метров природного газа в год. Первая очередь газопровода была построена в 1978-1983 годах, вторая очередь введена в эксплуатацию в 1994 году. Газопровод включает в себя следующие участки: алжирский (550 км), тунисский (370 км), подводный переход от африканского побережья на остров Сицилия (96 км), сухопутный сицилийский участок (340 км), подводный переход от острова Сицилия до материковой Италии (15 км), сухопутный участок по территории Италии с отделением в Словению (1055 км).

Магистральный газопровод «Магриб-Европа» связывает гигантское газоконденсатное месторождение Хасси-Рмель в Алжире — через территорию Марокко — с ГТС Испании и Португалии. От испанского города Кордова, область Андалусия газопровод через область Эстремадура идет в Португалию. Основные поставки природного газа по газопроводу поступают в Испанию и Португалию, значительно меньшие — в Марокко. Строительство началось 11 октября 1994 года.  9 декабря 1996 года начал свою работу испанский участок. Португальский участок был открыт 27 февраля 1997 года. Общая длина газопровода составляет 1620 километров и состоит из следующих участков: алжирский (515 км), марокканский (522 км),  и андалузский (269 км) участки диаметром 1220 мм, подводный участок (45 км) диаметром 560 мм, а также португальский участок (269 км), проходящий через испанскую автономную область Эстремадура (270 км) диаметром 28 и 32 дюйма.

Австралия

Магистральный газопровод «Дампьер-Банбери», введеный в эксплуатацию в 1984 году, является самым длинным трубопроводом природного газа в Австралии. Протяженность газопровода,  диаметр которого 660 мм, составляет 1530 км. Берет свое начало на полуострове Берруп и поставляет газ потребителям юго-западной части Австралии.

ЛИНЕЙНАЯ ЧАСТЬ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Что это такое?

СПРАВКА:

Первый дальний магистральный газопровод в стране ввели в эксплуатацию в декабре 1956 года. Первой газовой магистралью стал газопровод Ставрополь — Москва протяженностью более 1200 километров и диаметром 720 миллиметров. Он позволил обеспечить природным газом столицу и центральные регионы страны.

Для чего это нужно?

Газовые месторождения находятся вдали от основных центров проживания потребителей и сосредоточения промышленных зон. Поэтому линейная часть магистральных газопроводов была и остается важнейшим элементом газотранспортной системы. Современное газовое хозяйство напоминает мощное дерево с раскидистой кроной. Его корни — это система газопроводов, собирающих газ из скважин, а ствол — это и есть линейная часть магистральных газопроводов, построенных из труб большого диаметра с укладкой в несколько параллельных нитей. Такие трубы несут газовый поток под давлением до сотни атмосфер со скоростью в десятки километров в час.

Как она устроена?

К линейной части относятся магистральные газопроводы, лупинги и отводы от основной магистрали, отключающая и запорная арматура, переходы через естественные и искусственные препятствия, узлы запуска и приема очистных устройств, компенсаторы и конденсатосборники, а также системы электрохимической защиты газопровода от коррозии. Самые распространенные диаметры магистральных газопроводов и газопроводов-отводов — 530, 720, 1020, 1220 и 1420 миллиметров. В настоящее время, с точки зрения эффективности, максимальный диаметр газопровода 1420 миллиметров.

Линейную часть магистральных газопроводов сооружают постоянного или переменного диаметра в одну или несколько ниток, которые укладывают параллельно друг другу. Параллельные нитки могут быть как на всем протяжении газопровода, так и на его отдельных участках. Такие газопроводы, уложенные на отдельных участках газовой магистрали для увеличения производительности и надежности ее работы, называются лупингами.

Крановые узлы на линейной части магистрального газопровода размещают на расстоянии не менее 30 километров. Узлы представляют собой запорные устройства (краны), обводные и продувочные линии. Кроме того, крановые узлы размещают на обоих берегах водных двухниточных переходов, на всех отводах от магистральных газопроводов, на участках, примыкающих к компрессорным станциям (500–700 метров до границ их территории), на свечах и факелах для сброса газа.

Линейную часть магистральных газопроводов укладывают подземным и надземным способом.

Как у нас?

На балансе ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» находятся 38 магистральных газопроводов с диаметрами от 426 до 1420 миллиметров. Самая большая по протяженности газовая магистраль предприятия — газопровод Макат — Северный Кавказ. Его длина превышает 380 километров.

Всего Общество эксплуатирует более 8 тысяч километров линейной части магистральных газопроводов, в том числе почти 3 тысячи 400 километров газопроводов-отводов — это чуть более 40% от всей протяженности.

Служба по связям с общественностью и СМИ

ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»

Распределительные газопроводы и их классификация

Газопровод является важным элементом системы газоснабжения, так как на его сооружение расходуется 70-80% всех капитальных вложений.

ИА Neftegaz.RU. В системах газоснабжения в зависимости от давления транспор­тируемого газа различают:

  • газопроводы высокого давления I категории (рабочее давление газа от 0,6 до 1,2 МПа),
  • газопроводы высокого давления II категории (рабочее давление газа от 0,3 до 0,6 МПа),
  • газопроводы среднего давления (рабочее давление газа от 0,005 до 0,3 МПа),
  • газопроводы низкого давления (рабочее давление газа до 0,005 МПа).


Газопровод является важным элементом системы газоснабжения, так как на его сооружение расходуется 70-80% всех капитальных вложений.


При этом от общей протяженности распределительных газовых сетей 80% приходится на газопроводы низкого давления и 20% — на газопроводы среднего и высокого давлений.


Газопроводы низкого давления служат для подачи газа к жилым домам, общественным зданиям и коммунально-бытовым предприятиям.


Газопроводы среднего давления через газорегуляторные пункты (ГРП) снабжают газом газопроводы низкого давления, а также промышленные и коммунально-бытовые предприятия.


По газопроводам высокого давления газ поступает через газораспределительные установки (ГРУ) на промышленные предприятия и газопроводы среднего давления.


Связь между потребителями и газопроводами различных давлений осуществляется через ГРП и ГРУ и ГРШ.


В зависимости от расположения газопроводы делятся на наружные (уличные, внутриквартальные, дворовые, межцеховые) и внутренние (расположенные внутри зданий и помещений), а также на подземные (подводные) и надземные (надводные).


В зависимости от назначения в системе газоснабжения газопроводы подразделяются нараспределительные, газопроводы-вводы, вводные, продувочные, сбросные и межпоселковые.


Распределительными являются наружные газопроводы, обеспечивающие подачу газа от магистральных газопроводов до газопроводов — вводов, а также газопроводы высокого и среднего давлений, предназначенные для подачи газа к одному объекту.


Газопроводом-вводом считают участок от места присоединения к распределительному газопроводу до отключающего устройства на вводе.


Вводным газопроводом (газопровод — ввод) считают участок от отключающего устройства на вводе в здание до внутреннего газопровода.


Межпоселковыми являются распределительные газопроводы, проложенные между населенными пунктами и связывающие газопроводы различного назначения между собой.


Внутренним газопроводом считают участок от газопровода-ввода (вводного газопровода) до места подключения газового прибора или теплового агрегата.


В зависимости от материала труб газопроводы подразделяют на металлические (стальные, медные) и неметаллические (полиэтиленовые).


Различают также трубопроводы с сжиженным углеводородным газом (СУГ), а также сжиженным природным газом (СПГ), при криогенных температурах.


По принципу построения распределительные системы газопроводов делятся на кольцевые, тупиковые и смешанные.


В тупиковых газовых сетях газ поступает потребителю в одном направлении, т. е. потребители имеют одностороннее питание.


В отличие от тупиковых кольцевые сети состоят из замкнутых контуров, в результате чего газ может поступать к потребителям по 2м или нескольким линиям.


Надежность кольцевых сетей выше тупиковых.


При проведении ремонтных работ на кольцевых сетях отключается только часть по­требителей, присоединенных к данному участку.


В систему газоснабжения входят распределительные газопроводы всех давлений, газораспределительные станции (ГРС), газорегуляторные пункты и установки.


Все элементы систем газоснабжения должны обеспечивать надежность и безопасность подачи газа потребителям.


В зависимости от числа ступеней и давления газа в газопроводах, системы газоснабжения городов и населенных пунктов делятся на одно-, двух-, трех- и многоступенчатые.


Одноступенчатые системы газоснабжения обеспечивают подачу газа потребителям по газопроводам только одного давления, как правило, низкого (рис.5.1 )


222.jpg


Двухступенчатые системы газоснабжения (рис.5.2) обеспечивают распределение и подачу газа потребителям по газопроводам среднего и низкого или высокого и низкого давлений.

Трехступенчатая система газоснабжения позволяет осуществлять распределение и подачу газа потребителям по газопроводам низкого, среднего и высокого давлений.


Многоступенчатая система газоснабжения предусматривает рас­пределение газа по газопроводам высокого I категории (до 1,2 МПа), высокого II категории (до 0,6 МПа), среднего (до 0,3 МПа) и низкого (до 500 даПа) давлений.


Выбор системы газоснабжения зависит от характера планировки и плотности застройки населенного пункта.


221.jpg


Устройство подземных распределительных газопроводов.


Система газоснабжения должна быть надежной и экономичной, что определяется правильным выбором трассы газопровода, который зависит от расстояния до потребителя, ширины проездов, вида дорожного покрытия, наличия вдоль трассы различных сооружений и препятствий, а также от рельефа местности.


Минимальная глубина заложения газопроводов должна быть не менее 0,8 м.


В местах, где не предусматривается движение транспорта, глубина заложения газопровода может составлять 0,6 м.


Расстояние от газопровода до наружной стены колодцев и камер подземных сооружений должно быть не менее 0,3 м.


Допускается укладка 2х и более газопроводов в одной траншее на одном или разных уровнях.


При этом расстояние между газопроводами в свету должно быть достаточным для их монтажа и ремонта.


Расстояние по вертикали между подземными газопроводами всех давлений и другими подземными сооружениями и коммуникациями должно составлять:

  • при пересечении водопровода, канализации, водостока, каналов телефонных и теплосети — не менее 0,2 м,
  • электрокабелей и телефонных бронированных кабелей — не менее 0,5м,
  • электрокабелей маслонаполненных (на 110-220 кВ) — не менее 1,0 м.


Допускается уменьшать расстояние между газопроводом и электрокабелем при прокладке их в футлярах.


При этом концы футляра электрокабеля должны выходить на 1 м по обе стороны от стенок пересекаемого газопровода.


При пересечении каналов теплосети, коллекторов, туннелей, каналов с переходом над или под ними следует предусматривать прокладку газопровода в футляре, выходящем на 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений, а также проверку физическими методами контроля всех сварных стыков в пределах пересечения и на расстоянии 5 м в стороны от наружных стенок этих сооружений.


Запорную арматуру и конденсатосборники на газопроводах устанавливают на расстоянии не менее 2 м от края пересекаемой коммуникационной системы или сооружения.


Газопроводы в местах прохода через наружные стены зданий заключают в футляры диаметром не менее чем на 100-200 мм больше диаметра газопровода.

Классификация газопроводов по давлению | Информационный портал
Поделиться ссылкой:

На данный момент классификация газопроводов по давлению приведена в двух действующих документах: СП 62.13330.2011* Газораспределительные системы с изм. №1 и №2 ( п. 4.3, табл. 1) и «Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления» ( приложение №1 ).

 










Классификация газопроводов по давлению, категорияВид транспортируемого газаРабочее давление в газопроводе, МПаУсловное обозначение газопровода на чертежах, схемах и опознавательных знаках по ГОСТ 21.609-2014
ВысокоеПриродныйСв. 1,2  
1ПриродныйСв. 0,6   до 1,2 включ.Г4
СУГСв. 0,6 до 1,6 вкл.Г4
2Природный и СУГСв. 0,3 до 06 вкл.  Г3
СреднееПриродный и СУГСв. 0,005 до 0,3 вкл.Г2
НизкоеПриродный и СУГДо  0,005 включ.Г1
Содержание:
Нормативные источники классификации газопроводов по давлению, краткие сведения о назначении газопроводов с различным давлением

Согласно принятым нормам проектирования объектов газоснабжения природного газа и СУГов газопроводы подразделяются на несколько категории в зависимости от давления транспортируемого газа. От правильной классификации газопровода и правильного выбора категории газопроводов зависят все технические решения принимаемые на этапах проектирования, реконструкции, техперевооружения, строительства и ремонта объектов газоснабжения (сетей газораспределения и газопотребления).

Классификация газопроводов приведенная в этих документах в основном совпадают, за исключением того, что в «Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления» присутствует газопровод высокого давления 1а категории с давлением свыше 1,2 МПа.

При этом пункт 4.3. из СП носит рекомендательный характер, а «Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления» является обязательным в полном объеме.

 

Поэтому принято пользоваться для газопроводов природного газа классификацией из ТР «Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления»:

  • Газопроводы высокого давления 1а категории — давление газа в газопроводе свыше 1,2 МПа (12 кгс/см²). Газопроводы с таким давлением предназначены для подачи газа к парогазовым и турбинным установкам на территории тепловых электростанций. Чаше всего на такие предприятия газ поступает по газопроводам высокого давления 1 категории. На территории самих предприятий предусматривают дожимные компрессорные станции для поднятия давления газа;
  • Газопроводы высокого давления 1 категории — давление газа в газопроводе свыше 0,6 МПа (6 кгс/см²) , но не больше 1,2 МПа (12 кгс/см²) включительно. Газопровод с таким давлением используется в качестве межпоселковых , а также для газоснабжения промышленных предприятий, где необходим газ с высоким давлением для технологических нужд (например см. газопровод высокого давления категории 1а). В рабочей документации используется условное обозначение газопроводов высокого давления 1 категории (ГОСТ 21.609-2014) — Г4;
  • Газопроводы высокого давления 2 категории — давление газа в газопроводе свыше 0,3 МПа (3 кгс/см²) , но не более 0,6 МПа (6 кгс/см²) включительно. Газопроводы с таким давлением предназначены для подачи газа в черте населенного пункта к различным производственным потребителям (внутри площадочные газопроводы предприятий промышленных), а также к пунктам редуцирования газа, от которых предусматривается газоснабжение потребителей в административных, общественных и жилых зданиях. Допускается прокладка газопроводов с таким давлением внутри производственных помещений. В рабочей документации используется условное обозначение газопроводов высокого давления 2 категории (ГОСТ 21.609-2014) — Г3;
  • Газопроводы среднего давления — давление газа в газопроводе свыше 0,005 МПа (0,05 кгс/см²), но не более 0,3 МПа (3 кгс/см²) включительно. Газопроводы с таким давлением предназначены для подачи газа в черте населенного пункта к различным производственным потребителям, а также к пунктам редуцирования газа, от которых предусматривается газоснабжение потребителей в административных, общественных и жилых зданиях. В некоторых случаях допускается подводить газопровод с таким давлением до шкафных пунктов редуцирования, размещенных на стенах административных, общественных и жилых зданиях. Допускается прокладка газопроводов с таким давлением внутри производственных помещений. В рабочей документации используется условное обозначение газопроводов среднего давления (ГОСТ 21.609-2014) — Г2;
  • Газопроводы низкого давления — давление газа в газопроводе до 0,005 МПа (0,05 кгс/см²) включительно.  С помощью таких газопроводов предусматривается подача газа непосредственно населению на бытовые приборы или предприятиям бытового сектора. В рабочей документации используется условное обозначение газопроводов низкого давления (ГОСТ 21.609-2014) — Г1.

От выбранной категории газопровода и давления газа в газопроводах зависят следующие технические решения:

Справка: На сайте реализован сортамент труб онлайн. Программа позволяет посмотреть данные труб из которых прокладываются трубопроводы, в том числе газопроводы.

 

В связи с тем, что в интернете во многих источниках путается понятие охранная зона газопроводов (сетей газораспределения и газопотребления) и нормативное расстояние от газопроводов до зданий и сооружение, хотелось отдельно отметить, что охранные зоны газопроводов не зависят от давления газа в газопроводе (охранные зоны газопроводов высокого, среднего и низкого давления совпадают) и определяются Правилами охраны газораспределительных сетей. Подробнее в видео в разделе Видеоматериалы.

 

На сайте реализован гидравлический расчет газопроводов онлайн «ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ (ГАЗОПРОВОДОВ)». В процессе расчета автоматически определяется категория газопровода в зависимости от давления. Вы можете воспользоваться ей для определения к какой категории относится ваш газопровод.

Пример труб, используемых для монтажа газопроводов,  в зависимости от давления природного газа и способа прокладки.














Классификация газопроводов по давлениюСпособ прокладки газопровода природного газаМатериал труб,  применяемый при монтаже наружных газопроводовПример труб, применяемых для монтажа газопроводов
высокое1а  надземный, наземныйсталь

Труба 325×12 ГОСТ 8731-74 В 20 ГОСТ 8732-78

Труба 244.5×8 ГОСТ 10705-80 В Ст3сп ГОСТ 10704-91

 
подземныйсталь
1  надземный, наземныйсталь

Труба 108×4 ГОСТ 10705-80 В Ст3сп ГОСТ 10704-91

Труба 219×6 ГОСТ 10705-80 В Ст3сп ГОСТ 10704-91

Труба ПЭ 100 SDR 9 125×14.9 ГОСТ Р 50838-2009

Труба ПЭ 100 SDR 9 280×31.3 ГОСТ Р 50838-2009

подземныйполиэтилен, сталь
2  надземный, наземныйсталь

Труба 57×3.5 ГОСТ 10705-80 В 10сп ГОСТ 10704-91

Труба 159×4.5 ГОСТ 10705-80 В 20сп ГОСТ 10704-91

Труба ПЭ 100 SDR 11 63×5.8 ГОСТ Р 50838-2009

Труба ПЭ 80 SDR 11 110×10 ГОСТ Р 50838-2009

подземныйполиэтилен, сталь
среднее—  надземный, наземныйсталь

Труба 89×4.5 ГОСТ 10705-80 В Ст3сп ГОСТ 10704-91

Труба 32×2.8 ГОСТ 3262-75

Труба ПЭ 80 SDR 11 90×8.2 ГОСТ Р 50838-2009

Труба ПЭ 100 SDR 17.6 90×5.1 ГОСТ Р 50838-2009

подземныйполиэтилен, сталь
низкое


 

надземный, наземныйсталь

Труба 57×3.5 ГОСТ 10705-80 В Ст3сп ГОСТ 10704-91;

Труба 20×2.8 ГОСТ 3262-75;

Труба 15×2.5 ГОСТ 3262-75;

Труба ПЭ 80 SDR 17.6 110×6.3 ГОСТ Р 50838-2009;

Труба ПЭ 80 SDR 17.6 160×9.1 ГОСТ Р 50838-2009;

Труба ПЭ 80 SDR 17.6 250×14.2 ГОСТ Р 50838-2009.

подземныйполиэтилен, сталь

Примечание: Подробные требования к выбор труб указаны в СП 62.13330.2011*, СП 42-102-2004 и СП 42-103-2003.

 

Какие газопроводы являются опасными производственными объектами?









Классификация газопроводов по давлениюДавление газа, МПаКласс опасности ОПО (см. примечание)
высокое 1а категории выше 1.2  (для СУГ выше 1,6 )2 класс опасности ОПО
высокое 1 категорииот 0,6 до 1,2 включ.3 класс опасности ОПО
высокое 2 категорииот 0,3 до 0,6 включ.3 класс опасности ОПО
среднего давленияот 0,005 до 0,3 включ.3 класс опасности ОПО
низкого давленияниже 0,005см. ниже

Сеть газопотребления и газораспределения попадает под критерии опасного производственного объекта при наличии оборудования, работающего под давлением природного или сжиженного углеводородного газа свыше 0,005 МПа, даже если в составе опасного производственного объекта есть оборудование, работающее под давлением природного или сжиженного углеводородного газа 0,005 МПа и ниже. 

Под опасные производственные объекты не попадают системы газоснабжения предприятий, в которых отсутствуют участки и оборудование с давлением газа выше 0,005 МПа.

Примечание:

  1. В случае если в состав сети газораспределения и газопотребления входят сети различного давления, класс опасности ОПО определяется по максимальному давлению в сети.
  2. Для сетей газораспределения и газопотребления, расположенных на землях особо охраняемых природных территорий, континентальном шельфе Российской Федерации, во внутренних морских водах, в территориальном море или прилежащей зоне Российской Федерации, на искусственном земельном участке, созданном на водном объекте, находящемся в федеральной собственности, устанавливается более высокий класс опасности;
  3. Подробнее про идентификация опасного производственного объекта (ОПО).
Историческая справка

В первоначальном варианте «СП 62.13330.2011* Газораспределительные системы» в 2011-2012 годах была попытка ввести другую классификацию газопроводов, а именно газопроводы среднего давления относились к 3 категории и газопроводы низкого давления к 4 категории газопроводов.

Позже изменениями №1 к данному своду правил была попытка кардинально изменить классификацию в части газопроводов среднего и низкого давления:

В «СП 62.13330.2011* Газораспределительные системы» снова внесены изменения (Изменения №2 от 2016 года) в классификацию газопроводов и исключены противоречия с «Технический регламент о безопасности сетей газораспределения и газопотребления»!

Справочный материал
Давление газа во внутренних газопроводах





Потребители газа, размещенные в зданияхДавление газа во внутреннем газопроводе, МПа
Производственные здания, в которых величина давления газа обусловлена требованиями производстваДо 1,2 включ. (для природного газа) До 1,6 включ. (для СУГ)
Прочие производственные зданияДо 0,6 (включ.)
Бытовые здания производственного назначения отдельно стоящие, пристроенные к производственным зданиям и встроенные в эти здания. Отдельно стоящие общественные здания производственного назначенияДо 0,3 (включ.)
Административные и бытовые здания, не вошедшие в пункт 4 таблицы
Правила сооружения и эксплуатации магистральных газопроводов, Приказ Миннефтепрома СССР от 31 августа 1951 года №1411

В
части мер пожарной безопасности согласовано с ГУПО МВД СССР

Утверждены и введены в
действие приказом Министерства нефтяной промышленности N 1411 от 31
августа 1951 года

ОБЩАЯ
ЧАСТЬ


Настоящие правила
обязательны для организаций всех министерств и ведомств, ведущих
работы по проектированию, строительству и эксплуатации
магистральных газопроводов, вне зависимости от вида
транспортируемого по ним горючего газа.

Магистральными называются
газопроводы, по которым газ от места добычи или производства
подается к городам, населенным пунктам или промышленным
предприятиям. К магистральным газопроводам относятся также
устраиваемые от них ответвления для подачи газа городам, населенным
пунктам или предприятиям, расположенным по трассе магистрального
газопровода.

Магистральные газопроводы
разделяются на:

а) высокого давления —
при давлении газа свыше 10 кг/см,

б) среднего давления —
при давлении газа от 3 до 10 кг/см,

в) низкого давления — при
давлении газа ниже 3 кг/см.

Правила содержат основные
требования к устройству и по эксплуатации магистральных
газопроводов, ответвлений от них и сооружаемых на них
газораспределительных станций (ГРС).

Отступления от настоящих
правил, вызываемые технической необходимостью, разрешаются органами
Государственной газовой технической инспекции, а в части мер
пожарной безопасности органами Государственного пожарного
надзора.

Проекты магистральных
газопроводов до утверждения в установленном порядке должны
согласовываться с Государственной газовой технической
инспекцией.

С
выпуском настоящих правил утрачивают силу «Временные правила
проектирования, строительства и эксплуатации магистральных
газопроводов и ответвлений от них» и «Временные правила по
устройству, монтажу и эксплуатации газорегулировочных, газосборных
и контрольно-распределительных пунктов на газопроводах»
Государственной газовой технической инспекции Главгазтоппрома при
Совете Министров СССР.

Глава
I. УСТРОЙСТВО МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

А.
ТРАССА МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА


§
1. Трасса магистрального газопровода должна быть по возможности
наиболее короткой и с наименьшим числом поворотов. Рекомендуемые
углы поворотов трассы не более 60°.

§
2. При разбивке трассы непосредственное примыкание друг к другу
кривых не допускается. Прямые вставки между обратными или смежными
кривыми как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскостях
должны составлять не менее 5 м.

§
3. Ширина полосы, на которой производится топографическая съемка по
трассе магистрального газопровода, составляет:

а) на ровной
незастроенной местности — 40 м;

б) на пересеченной
местности — до 100 м;

в) в местах пересечения
железных и шоссейных дорог, линий электропередач высокого
напряжения — 100 м;

г) при переходах рек
дюкерами на расстояние между нитками дюкеров плюс по 50 м от оси
крайних ниток;

д) в сторону железных и
шоссейных дорог, городов, населенных пунктов, промышленных
объектов, отдельных строений и др. объектов сверх указанных
расстояний производится полуинструментальная съемка на расстояние,
соответствующее нормам разрыва, указанным в §§ 9-12 настоящих
правил.

§
4. В процессе изысканий ось трассы магистрального газопровода
закрепляется в натуре знаками — деревянными в лесной зоне и
металлическими или железобетонными в безлесной зоне, располагаемыми
в пределах видимости, но не реже 0,5 км и с обязательной установкой
их на углах поворота трассы. Угловые знаки закрепляются
дополнительными знаками, отнесенными от оси трассы на расстояние,
обеспечивающее их сохранность при проведении строительства
газопровода.

Одновременно в 10 м от
оси трассы производится установка постоянных и временных реперов,
чередуемых через 3 км друг от друга.

Места перехода рек,
каналов и озер закрепляются постоянными столбами по обоим
берегам.

§
5. Привязку трассы магистрального газопровода к пунктам
триангуляции и полигонометрии, а также пунктам Государственной и
ведомственной нивелировки следует производить согласно действующим
инструкциям Главного управления геодезии и картографии.

§
6. При производстве технических изысканий должны быть выполнены
инженерно-геологические, геофизические и гидрологические работы и
собраны все необходимые метеорологические сведения. Программа работ
устанавливается организацией, проектирующей газопровод.

§
7. Полоса отвода для магистральных газопроводов составляет:

для одного газопровода —
10 м,

для двух параллельно
уложенных газопроводов — 20 м,

для трех параллельно
уложенных газопроводов — 30 м.

§
8. Магистральные газопроводы должны укладываться в земле.

Глубина заложения
устанавливается;

а) газопроводов,
транспортирующих осушенный газ, на глубине 0,8-1,0 м, считая от
верха трубы при условии, что температура грунта на этой глубине не
ниже минус 1°. При наличии на указанной глубине более низкой
температуры глубина заложения газопровода соответственно
увеличивается.

б) газопроводов,
транспортирующих неосушенный газ, на 100 мм ниже глубины
промерзания грунта, но не менее 0,8 м, считая от верха трубы.

Глубина промерзания
грунта должна приниматься по средним данным многолетних наблюдений
метеорологических станций, произведенных над поверхностью со
снежным покровом.

Примечание. Для северных
районов и районов вечной мерзлоты допускается надземная прокладка
магистральных газопроводов осушенного газа;

в) под судоходными
реками, каналами, озерами и другими водными преградами — в траншеях
на глубине не менее 0,8 м, считая от верха трубы до дна реки,
канала или озера, и не менее 0,5 м под несудоходными реками,
каналами или озерами;

г) при прокладке
газопровода в скалистых грунтах на дне траншеи должна быть сделана
подушка толщиной 20 см из утрамбованного песка или мягкого грунта,
предохраняющая газопровод и его противокоррозийную изоляцию от
повреждений;

д) при прокладке
газопровода по заболоченным местам и на участках с грунтами, не
выдерживающими нагрузку более 0,25 кг/см, под газопровод должно устраиваться
искусственное основание с таким расчетом, чтобы уложенный на это
основание газопровод не давал просадок как после укладки, так и
после засыпки его грунтом. В случае устройства свайного основания
газопровод должен опираться на все сваи.

§
9. Прокладка магистральных газопроводов по территориям городов,
населенных пунктов,
заводских поселков, промышленных предприятий и в границах
железнодорожных станций не допускается.

Минимальные расстояния от
границы полосы отвода магистрального газопровода:

до красной планировочной
линии города, населенного пункта или заводского поселка с
количеством жителей более 1000 человек, до границы отдельно
стоящего промышленного предприятия союзного и республиканского
значения или ж.д. станции — 200 м;

до красной планировочной
линии населенного пункта или заводского поселка с количеством
жителей менее 1000 человек, или до границы промышленного
предприятия местного значения — 100 м;

до отдельно стоящих
зданий — 50 м.

Ответвления низкого
давления от магистральных газопроводов допускается прокладывать
через населенные пункты с количеством жителей менее 1000 человек
при соблюдении требований, предусмотренных для газопроводов
высокого давления «Правилами устройства и эксплуатации газовых
сетей в городах и населенных пунктах» Государственной газовой
технической инспекции и при условии установки на входе и выходе
газопровода из населенного пункта отключающих задвижек.

§
10. При прохождении магистрального газопровода по землям
гослесфонда устанавливается охранная зона по 100 метров в каждую
сторону от границ полосы отвода.

§
11. При прокладке магистрального газопровода параллельно
магистральному ж.д. пути на перегоне расстояние между ними должно
составлять не менее 150 м, считая от оси газопровода до оси
крайнего ж.д. пути.

§
12. При прокладке магистрального газопровода параллельно
автомобильным дорогам I и II класса расстояние между ними должно
составлять не менее 30 м, считая от оси газопровода до бровки
дороги.

§
13. При прокладке магистрального газопровода параллельно воздушной
линии электропередачи высокого напряжения расстояние между осью
опор линии и газопроводом должно быть не менее высоты наиболее
высокой опоры на участке параллельного прохождения.

§
14. При прокладке магистрального газопровода параллельно
канализационному или водосточному коллекторам, или водопроводу
расстояние между ними в свету должно быть не менее 10 м.

В
случае, если это расстояние не может быть выдержано, допускается
его уменьшение до 6 м при условии сварки стыков газопровода на
подкладных кольцах или наварки на стыки усилительных муфт.

§
15. Прокладка магистрального газопровода в одном тоннеле или
траншее с другими трубопроводами, а также с силовыми и
осветительными кабелями воспрещается.

§
16. При параллельной прокладке двух магистральных газопроводов
расстояние между ними должно быть 10 м, за исключением участков
переходов через магистральные железнодорожные пути и автодороги I и
II классов, где это расстояние должно быть не менее 30 м.

§
17. Прокладка магистральных газопроводов всех давлений по
железнодорожным мостам и мостам автомобильных дорог I и II класса
не допускается.

Расстояние между
газопроводом и железнодорожным или шоссейным мостом должно
составлять не менее 300 м, причем пересечение газопроводом реки или
канала желательно производить ниже моста по течению реки или
канала.

§
18. Переходы магистральных газопроводов через реки, каналы и другие
водные препятствия, как правило, следует делать подводными. В
отдельных случаях возможно устройство воздушных переходов.

§
19. Переход магистральным газопроводом рек и каналов шириной в
межень меньше 20 м с устойчивыми руслами и берегами осуществляется
дюкером в одну нитку.

§
20. Переход магистральным газопроводом рек, каналов и других водных
препятствий шириной в межень более 20 м и менее широких рек с
неустойчивыми руслами и берегами, осуществляется дюкерами в две и
более нитки с разрывом между ними не менее 30 м. Количество ниток
при устройстве через реки, каналы и другие водные препятствия
воздушных переходов газопроводов определяется проектной
организацией, в зависимости от конструкции переходов. Переходы
газопроводов через судоходные реки или каналы должны быть
согласованы с соответствующим бассейновым управлением.

§
21. При пересечении оврагов, логов и ручьев, а также железных и
автомобильных дорог магистральный газопровод прокладывается в одну
нитку.

На переходах оврагов,
логов и ручьев с берегами или руслами, подвергающимися размыву,
должны быть предусмотрены меры по их укреплению.

§
22. На подводных и речных переходах (дюкерах) магистральных
газопроводов устанавливается охранная зона (заградительная),
отмечаемая в обе стороны сигнальными знаками на расстоянии 100 м от
оси газопровода и подводного кабеля связи.

Б.
ОСНОВНЫЕ СООРУЖЕНИЯ ПО ТРАССЕ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА


§
23. Пересечение магистральным газопроводом путей железных дорог
осуществляется в футляре из стальной трубы диаметром на 100-200 мм
больше диаметра газопровода.

Глубина укладки
газопровода в месте пересечения определяется из того условия,
что расстояние от верхней
образующей футляра газопровода до подошвы шпал железнодорожного
пути должно быть не менее 1,8 м.

Концы футляра должны быть
выведены на 2 м за подошву насыпи, но не менее 25 м от осей крайних
путей магистральной дороги и не менее 15 м от осей подъездных
путей. На концах футляра устраиваются сальниковые уплотнения,
рассчитываемые на давление газа (при разрыве газопровода) в
футляре, исходя из принятого диаметра вытяжной свечи.

От футляра делается
вытяжная свеча, которая отводится на расстояние не менее 40 м от
оси крайнего ж.д. пути магистральной дороги и на 25 м от оси
подъездного пути при условии расположения основания свечи и головки
рельса на одной отметке.

При расположении
основания свечи и головки рельса на разных отметках расстояние от
оси крайнего ж.д. пути до свечи увеличивается на 5 м на каждый метр
превышения отметки головки рельс над основанием свечи.

Высота свечи от уровня
земли должна быть не менее 5 м.

При пересечении
магистральным газопроводом электрифицированных железных дорог
газопровод должен быть покрыт весьма усиленной изоляцией и защищен
от блуждающих токов.

Примечание. В случае
установки на газопроводе у пересечения железных дорог отключающих
устройств (задвижки, краны) они должны быть расположены на
расстоянии не менее 150 м от оси крайних путей магистральной
железной дороги и не менее 50 м от оси крайнего подъездного
пути.

§
24. Пересечение магистральным газопроводом автомобильных дорог I и
II классов осуществляется в футляре из стальной трубы диаметром на
100-200 мм больше диаметра газопровода. Концы футляра должны быть
выведены на расстояние 10 м в стороны от обочин дороги. На концах
футляра устанавливаются сальниковые уплотнения. От футляра делается
вытяжная свеча, которая отводится на расстояние не менее 20 м от
обочины дороги при условии расположения основания свечи и полотна
дороги на одной отметке.

При расположении
основания свечи и полотна дороги на разных отметках расстояние от
вытяжной свечи до обочины дороги увеличивается на 5 метров на
каждый метр превышения отметки полотна дороги над основанием свечи.
Высота свечи от уровня земли должна быть не менее 3 м.

Примечание. В случае
установки на газопроводе у пересечения дорог отключающих устройств
(задвижки, краны) они должны располагаться на расстоянии не менее
100 м от оси дороги.

§
25. При пересечении магистральным газопроводом воздушной линии
электропередачи высокого напряжения расстояние от стенки
газопровода до края фундамента опоры должно приниматься с расчетом,
чтобы строительство газопровода не вызвало нарушения фундамента
опоры, и должно составлять не менее 5 м.

§
26. При пересечении магистральным газопроводом канализационных или
водосточных коллекторов, водопровода и т.п. с прохождением
газопровода выше или ниже этих коллекторов или трубопроводов он не
должен иметь сварных стыков на расстоянии менее 3-х метров в каждую
сторону, считая от стенки коллектора или трубы. В противном случае
сварные стыки газопровода, расположенные ближе 3-х метров от стенки
коллектора или трубы, усиливаются наваркой муфт. В месте
пересечения вокруг коллектора или трубы делается перемычка из
утрамбованной глины.

В
случае, если магистральный газопровод проходит при пересечении
через канализационный или водосточный коллектор, он должен быть
заключен в футляр, не имеющий сварных стыков и покрытый весьма
усиленной изоляцией. Концы футляра выводятся в каждую сторону от
наружной стенки коллектора не менее чем на 3 метра.

Место прохождения
футляром через стенки коллектора должно быть тщательно уплотнено, а
на концах футляра сделан дренаж.

Заключенный в футляр
участок газопровода не должен иметь сварных стыков и должен быть
покрыт весьма усиленной изоляцией.

§
27. Повороты магистральных газопроводов высокого и среднего
давления диаметром 500 мм и менее должны осуществляться при помощи
гнутых колен.

На газопроводах низкого и
среднего давления, а также на газопроводах высокого давления
диаметром более 500 мм допускается установка сварных колен. Колена
должны иметь не менее трех звеньев и радиус кривизны не менее трех
диаметров. При углах до 15° допускается сварка труб газопровода
путем скоса их концов без вставки колен.

§
28. На магистральных газопроводах на расстоянии друг от друга в
среднем 20 километров устанавливаются задвижки для возможности
отключения отдельных участков газопровода. Количество и
расположение задвижек определяется
проектом.

Кроме того, установка
задвижек обязательна в следующих местах:

а) на обоих берегах
каналов, рек, озер и других водных препятствий, пересекаемых
дюкерами в две и более нитки;

б) при подвеске
газопроводов к специальным мостам, по обеим сторонам моста;

в) на каждом ответвлении
от магистрального газопровода.

§
29. Отключающие задвижки следует устанавливать в колодцах с
крышками, открывающимися по всему периметру колодца и запираемыми
на замок. Колодцы и крышки должны быть выполнены из несгораемых
материалов. Конструкция колодцев и крышек должна обеспечивать
невозможность проникновения в колодец грунтовых вод и атмосферных
осадков.

Вварные задвижки или
краны возможно устанавливать на газопроводе без устройства
колодцев. В этом случае управление ими должно быть выведено на
поверхность земли в несгораемый, запираемый и вентилируемый
шкаф.

Вокруг колодцев и шкафов,
в случае установки задвижек без колодцев, должны прокладываться
минерализованные полосы шириной 2-2,5 м.

Такие же полосы должны
прокладываться и вокруг усадеб линейных обходчиков.

§
30. Для удаления из газопровода конденсата при транспортировке
жирного и влажного газа устанавливаются конденсатосборники.

§
31. Сооружаемые на магистральных газопроводах установки по осушке
газа, очистке от сероводорода, бензола, газового бензина, нафталина
и т.п. должны располагаться на головном участке газопровода с тем,
чтобы в магистральный газопровод подавался очищенный и осушенный
газ.

Точка росы осушенного
газа должна быть на 2-3° ниже минимальной температуры газа в
газопроводе.

Содержание сероводорода в
газе, предназначаемом для бытовых целей, не должно превышать 0,02
г/нм. В остальных случаях возможное содержание в
транспортируемом газе сероводорода принимается в зависимости от
влажности газа и характера его использования.

Содержание в газе бензола
и газового бензина не должно превышать 10 г/нм.

Содержание в газе
нафталина не должно превышать летом 0,1 г/нм, зимой 0,05 г/нм.

§
32. Компрессорные станции магистральных газопроводов,
транспортирующих искусственный горючий газ с заводов, где он
вырабатывается, при размещении их на площадке завода должны
располагаться таким образом, чтобы газопровод выходил за пределы
территории завода, не пересекая ее.

§
33. Расположение линейных компрессорных станций непосредственно у
трассы магистрального газопровода не разрешается. Разрыв между
ними, считая от границы станции до оси газопровода, должен
составлять не менее 100 метров.

При размещении линейной
компрессорной станции вблизи пересекаемой магистральным
газопроводом реки, канала или заболоченного участка ее следует по
возможности расположить после перехода газопроводом указанных
препятствий, чтобы давление газа в газопроводе на переходе было
минимальным.

Схема подсоединения
линейной компрессорной станции к магистральному газопроводу должна
обеспечивать возможность его работы при выключенной станции.

§
34. При подходе к компрессорной станции двумя и более нитками
газопровода разрыв между ними на расстояние от станции до 300
метров должен быть не менее 30 метров.

В.
ТРУБЫ И МАТЕРИАЛЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ СВАРКЕ МАГИСТРАЛЬНОГО
ГАЗОПРОВОДА


§
35. Магистральные газопроводы выполняются из стальных труб ГОСТ 3101-46*, ГОСТ 301-50**, ГОСТ 4015-52*** из стали
Ст.2-Ст.4 (МСт.2-МСт.4) по ГОСТ 380-50* и Ст.10-Ст.20 по ГОСТ 1050-52*.
________________
*
На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют
ГОСТ 8731-74, ГОСТ 8732-78, здесь и далее по
тексту;
** На территории
Российской Федерации документ не действует. Действуют ГОСТ 8731-74, ГОСТ 8732-78, ГОСТ 8733-74, ГОСТ 8734-75;
*** На территории
Российской Федерации действуют ГОСТ
10704-91, ГОСТ 10706-76,
здесь и далее по тексту;
* На территории Российской Федерации
действуют ГОСТ 380-2005,
ГОСТ 535-2005, ГОСТ 14637-89, здесь и далее по
тексту;
* На территории Российской Федерации
действует ГОСТ 1050-88, здесь и
далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

Указанные марки сталей
согласно ГОСТ 380-50 и ГОСТ 1050-52 характеризуются следующим
химическим составом:

Марка
стали

Содержание в
%

Углерод

Марганец

Кремний

Сера

Фосфор

Ст.2 (МСт-2)

0,09-0,15

0,35-0,50

0,055

0,050

Ст.3 (МСт-3)

0,11-0,22

0,35-0,60

0,12-0,35

0,055

0,050

Ст.4 (МСт-4)

0,18-0,27

0,40-0,70

0,12-0,35

0,055

0,050

Не
более

Ст.10

0,05-0,15

0,35-0,65

0,17-0,37

0,045

0,045

Ст.15

0,10-0,20

0,35-0,65

0,17-0,37

0,045

0,045

Ст.20

0,15-0,25

0,35-0,65

0,17-0,37

0,045

0,045

и
механическими свойствами:

Марка
стали

Механические
свойства

Предел
прочности при растяжении,
кг/мм

Относительное
удлинение

Для длинного
образца

Для короткого
образца

% не
менее

Ст.2 (МСт-2)

34-42

26

31

Ст.3 (МСт-3)

38-47

23-21

27-25

Ст.4 (МСт-4)

42-52

21-19

25-23

Ст.10

32

31

Ст.15

35

27

Ст.20

40

25

Трубы ГОСТ 3101-46 должны относиться к 1
классу. Трубы ГОСТ 4015-52 допускаются только для газопроводов
низкого и среднего давлений.

Применение труб из новых
марок стали возможно по согласованию с Государственной газовой
технической инспекцией.

§
36. Применение для магистральных газопроводов и ответвлений от них
труб с условным диаметром менее 100 мм не рекомендуется.

§
37. Толщина стенки трубы магистрального газопровода определяется
при проектировании его, исходя из максимально возможного давления в
газопроводе, но не должна быть менее 5 мм для труб с условным
проходом до 200 мм и не менее 6 мм для труб с условным проходом
свыше 200 мм.

На участках переходов
газопроводом естественных и искусственных препятствий (овраги,
балки, болота, ручьи, пруды и озера, реки, железные дороги и
автодороги I и II классов), а также на участках, прокладываемых в
грунтах, не допускающих нагрузки более 0,5 кг/см, толщина стенок труб должна быть увеличена
на 1-2 мм. Повышенная толщина стенок труб должна быть и на подходах
газопровода к компрессорным станциям на расстоянии не менее 0,5 км
от станции.

§
38. Соединение труб осуществляется ручной дуговой автоматической
электросваркой под флюсом и газопрессовой сваркой.

Газовая сварка
допускается для магистральных газопроводов среднего и низкого
давлений диаметром не более 150 мм.

§
39. При ручной электросварке магистральных газопроводов должны
применяться высококачественные электроды марок Э 42 и Э 42А по
ГОСТ 2523-51*.
________________
*
На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют
ГОСТ 9466-75, ГОСТ 9467-75, здесь и далее по тексту. —
Примечание изготовителя базы данных.

Механические свойства
металла шва и сварного соединения, полученных наплавкой электродами
Э 42 и Э 42А без последующей термообработки, должны удовлетворять
согласно ГОСТ 2523-51 следующим
требованиям:

Марка
электрода

При применении
электродов диаметром более 3 мм

При применении
электродов диаметром 3 мм и менее

Марка проволоки
по ГОСТ 2246-54*

Металл шва

Сварное
соединение

Предел
прочности при растяжении, кг/мм

Относительное
удлинение, %

Ударная
вязкость, кг/см

Предел
прочности при растяжении, кг/мм

Угол загиба,
градусы

Не менее

Э 42

42

18

8

42

120

1, 1А

Э 42А

42

22

14

42

180

________________

»Транспортировка природного газа NaturalGas.org

Транспортировка природного газа

Эффективное и действенное перемещение природного газа из добывающих регионов в регионы потребления требует обширной и продуманной транспортной системы. Во многих случаях природный газ, добываемый из конкретной скважины, должен пройти большое расстояние, чтобы достичь своей цели использования. Система транспортировки природного газа состоит из сложной сети трубопроводов, предназначенных для быстрой и эффективной транспортировки природного газа из его источника в районы с высоким спросом на природный газ.Транспортировка природного газа тесно связана с его хранением: если транспортируемый природный газ не требуется немедленно, он может быть помещен в хранилище, когда это необходимо.

Существует три основных типа трубопроводов вдоль маршрута транспортировки: система сбора, система межгосударственных трубопроводов и система распределения. Система сбора состоит из трубопроводов низкого давления и малого диаметра, которые транспортируют неочищенный природный газ от устья скважины к перерабатывающему заводу.Если природный газ из конкретной скважины имеет высокое содержание серы и диоксида углерода (кислый газ), необходимо установить специальную трубу для сбора кислого газа. Кислый газ вызывает коррозию, поэтому его транспортировку от устья скважины к подслащивающей установке необходимо проводить осторожно. Обзор обработки и переработки природного газа.

Трубопроводы

можно охарактеризовать как межгосударственные или внутригосударственные. Межгосударственные трубопроводы аналогичны межгосударственным системам автомобильных дорог: они транспортируют природный газ через государственные границы, в некоторых случаях по всей стране.С другой стороны, внутригосударственные трубопроводы транспортируют природный газ в определенном состоянии. В этом разделе будут рассмотрены только основы межгосударственных газопроводов, однако обсуждаемые технические и эксплуатационные детали практически одинаковы для внутригосударственных газопроводов.

Межгосударственные газопроводы

Межгосударственные газопроводы
Источник: Национальная лаборатория энергетических технологий, DOE

Межгосударственная сеть трубопроводов природного газа транспортирует переработанный природный газ с перерабатывающих предприятий в добывающих регионах в те районы с высокими потребностями в природном газе, особенно в больших населенных городских районах.Как видно, трубопроводная сеть распространяется по всей стране.
Межгосударственные трубопроводы являются «магистралями» транспортировки природного газа. Природный газ, который транспортируется по межгосударственным трубопроводам, перемещается в трубопроводе под высоким давлением при давлении от 200 до 1500 фунтов на квадратный дюйм (фунтов на квадратный дюйм). Это уменьшает объем транспортируемого природного газа (до 600 раз), а также продвигает природный газ по трубопроводу.

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

Трубопроводные компоненты

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

Трубы трансмиссионные

Трубы в пути
Источник: Duke Energy Gas Transmission Канада

Передающие трубы могут иметь диаметр от 6 до 48 дюймов в зависимости от их функции.Некоторые секции труб компонентов могут даже состоять из труб небольшого диаметра, всего 0,5 дюйма в диаметре. Однако эта труба небольшого диаметра обычно используется только в системах сбора и распределения. Магистральные трубопроводы, основной трубопровод в данной системе, обычно имеют диаметр от 16 до 48 дюймов. Боковые трубопроводы, которые доставляют природный газ к магистрали или от нее, обычно имеют диаметр от 6 до 16 дюймов. Большинство крупных межгосударственных трубопроводов имеют диаметр от 24 до 36 дюймов.Сам трубопровод, обычно называемый «трубопроводом», состоит из прочного материала из углеродистой стали, разработанного в соответствии со стандартами, установленными Американским институтом нефти (API). Напротив, некоторые распределительные трубы изготовлены из высокопрочного пластика из-за необходимости гибкости, универсальности и простоты замены.

Передающие трубопроводы производятся на сталелитейных заводах, которые иногда специализируются на производстве только трубопроводов. Существуют две разные технологии производства: одна для труб малого диаметра, другая для труб большого диаметра.Для труб большого диаметра, диаметром от 20 до 42 дюймов, трубы изготавливаются из металлических листов, которые сложены в форме трубы, а концы сварены вместе, образуя участок трубы. Труба малого диаметра, с другой стороны, может быть изготовлена ​​без проблем. Это включает в себя нагрев металлического стержня до очень высоких температур, а затем пробивание отверстия в середине стержня для получения полой трубки. В любом случае труба проверяется перед отправкой из сталелитейного завода, чтобы убедиться, что она соответствует стандартам давления и прочности для транспортировки природного газа.

Труба

Line также покрыта специальным покрытием, чтобы гарантировать, что она не подвергается коррозии, будучи помещенной в землю. Целью покрытия является защита трубы от влаги, которая вызывает коррозию и ржавчину. Существует ряд различных технологий нанесения покрытий. В прошлом трубопроводы были покрыты специальной эмалью каменноугольной смолы. Сегодня трубы часто защищены эпоксидной смолой, которая придает трубе заметный светло-синий цвет. Кроме того, катодная защита часто используется; Это метод пропуска электрического тока через трубу для защиты от коррозии и ржавчины.

Компрессорные станции

Как уже упоминалось, природный газ находится под высоким давлением, поскольку он проходит через межгосударственный трубопровод. Чтобы гарантировать, что природный газ, протекающий через какой-либо один трубопровод, остается под давлением, сжатие этого природного газа необходимо периодически вдоль трубы. Это достигается компрессорными станциями, обычно расположенными с интервалом от 40 до 100 миль вдоль трубопровода. Природный газ поступает в компрессорную станцию, где он сжимается турбиной, двигателем или двигателем.

A Компрессорная станция
Источник: Duke Energy Gas Transmission Канада

Турбинные компрессоры получают энергию, расходуя небольшую часть природного газа, который они сжимают. Сама турбина служит для работы центробежного компрессора, который содержит вентилятор, который сжимает и прокачивает природный газ по трубопроводу. Некоторые компрессорные станции работают с использованием электродвигателя для вращения центробежного компрессора того же типа.Этот тип сжатия не требует использования какого-либо природного газа из трубы, однако он требует надежного источника электричества поблизости. Поршневые двигатели на природном газе также используются для питания некоторых компрессорных станций. Эти двигатели напоминают очень большой автомобильный двигатель и приводятся в действие природным газом из трубопровода. Сгорание природного газа приводит в действие поршни снаружи двигателя, который служит для сжатия природного газа.

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

Измерительные станции

В дополнение к сжатию природного газа с целью уменьшения его объема и проталкивания его по трубе, дозирующие станции периодически размещаются вдоль межгосударственных газопроводов.Эти станции позволяют трубопроводным компаниям контролировать природный газ в своих трубах. По сути, эти измерительные станции измеряют поток газа вдоль трубопровода и позволяют трубопроводным компаниям «отслеживать» природный газ, когда он течет по трубопроводу. Эти измерительные станции используют специализированные счетчики для измерения природного газа, который протекает по трубопроводу, не препятствуя его движению.

Клапаны

A Клапан заземления
Источник: Duke Energy Gas Transmission Канада

Межгосударственные трубопроводы

включают большое количество клапанов по всей их длине.Эти клапаны работают как шлюзы; они обычно открыты и позволяют природному газу течь свободно, или они могут использоваться, чтобы остановить поток газа вдоль определенного участка трубы. Существует множество причин, по которым трубопровод может нуждаться в ограничении потока газа в определенных зонах. Например, если какой-либо участок трубы требует замены или технического обслуживания, клапаны на любом конце этого участка трубы могут быть закрыты для обеспечения безопасного доступа инженеров и рабочих бригад. Эти большие клапаны можно размещать каждые 5–20 миль вдоль трубопровода, и на них распространяются правила безопасности.

C АЗС и системы SCADA

Компании, работающие с природным газом, имеют клиентов на обоих концах трубопровода — производителей и переработчиков, которые вводят газ в трубопровод, а также потребителей и местные коммунальные предприятия, которые выводят газ из трубопровода. Для управления природным газом, который поступает в трубопровод, и для обеспечения того, чтобы все клиенты своевременно получали свою порцию этого газа, требуются сложные системы контроля для контроля газа, когда он проходит через все участки, что может быть очень длительным трубопроводная сеть.Для выполнения этой задачи по мониторингу и контролю природного газа, который проходит по трубопроводу, централизованные газорегуляторные станции собирают, ассимилируют и управляют данными, полученными от станций мониторинга и компрессоров по всей трубе.

Станция управления трубопроводом
Источник: Duke Energy Gas Transmission Канада

Большая часть данных, получаемых станцией управления, предоставляется системами диспетчерского управления и сбора данных (SCADA).Эти системы представляют собой по существу сложные системы связи, которые проводят измерения и собирают данные по трубопроводу (обычно на счетчиках или компрессорных станциях и клапанах) и передают их на централизованную станцию ​​управления. Показатели расхода по трубопроводу, показания рабочего состояния, давления и температуры могут быть использованы для оценки состояния трубопровода в любой момент времени. Эти системы также работают в режиме реального времени, что означает, что между измерениями, проводимыми вдоль трубопровода, и их передачей на станцию ​​управления мало времени.
Данные передаются на централизованную станцию ​​управления, что позволяет инженерам трубопроводов точно знать, что происходит вдоль трубопровода в любое время. Это позволяет быстро реагировать на неисправности оборудования, утечки или любую другую необычную деятельность вдоль трубопровода. Некоторые системы SCADA также включают возможность удаленного управления определенным оборудованием вдоль трубопровода, включая компрессорные станции, что позволяет инженерам в централизованном центре управления немедленно и легко регулировать скорости потока в трубопроводе.

Строительство трубопроводов

По мере увеличения использования природного газа растет потребность в транспортной инфраструктуре для удовлетворения возросшего спроса. Это означает, что трубопроводные компании постоянно оценивают поток природного газа через США и строят трубопроводы, чтобы позволить транспортировку природного газа в те области, которые не охвачены.

Обследование полосы отвода
Источник: Duke Energy Gas Transmission Канада

Строительство газопроводов требует большого планирования и подготовки.В дополнение к фактическому строительству трубопровода необходимо выполнить несколько разрешительных и регулирующих процессов. Во многих случаях, прежде чем начать процессы выдачи разрешений и доступа к земле, компании, занимающиеся трубопроводом природного газа, готовят технико-экономический анализ, чтобы убедиться, что существует приемлемый маршрут для трубопровода, который обеспечивает наименьшее воздействие на окружающую среду и уже существующую общественную инфраструктуру.

Предполагая, что трубопроводная компания получает все необходимые разрешения и удовлетворяет всем нормативным требованиям, строительство трубы может начаться.Обширная съемка предполагаемого маршрута завершена, как с воздуха, так и с суши, чтобы избежать неожиданностей во время фактической сборки трубопровода.

Установка трубопровода во многом похожа на сборочный процесс, при котором участки трубопровода выполняются поэтапно. Во-первых, путь трубопровода очищается от всех устраняемых препятствий, включая деревья, валуны, кисти и все остальное, что может препятствовать строительству. После того, как путь трубопровода будет очищен в достаточной степени, чтобы позволить строительному оборудованию получить доступ, участки труб прокладываются вдоль намеченного пути, процесс, называемый «натягиванием» трубы.Эти отрезки труб обычно имеют длину от 40 до 80 футов и зависят от их назначения. То есть определенные участки предъявляют разные требования к материалу покрытия и толщине трубы.

«Нанизывая» Труба
Источник: Duke Energy Gas Transmission Канада

Как только труба на месте, траншеи вырыты вдоль выложенной трубы. Эти траншеи обычно имеют глубину от пяти до шести футов, так как в соответствии с правилами труба должна находиться на глубине не менее 30 дюймов.Однако в некоторых районах, включая пересечения дорог и водоёмы, труба заглублена ещё глубже. После того как траншеи вырыты, труба собирается и очерчивается. Это включает в себя сварку участков трубы вместе в один непрерывный трубопровод и, при необходимости, слегка сгибая его, чтобы он соответствовал контуру пути трубопровода. Покрытие наносится на концы труб. Покрытие, наносимое на мельнице для нанесения покрытия, обычно оставляет концы трубы чистыми, чтобы не мешать сварке. Наконец, все покрытие трубы проверяется на отсутствие дефектов.

После того, как труба сварена, изогнута, покрыта и осмотрена, ее можно опустить в ранее вырытые траншеи. Это делается с помощью специализированного строительного оборудования, позволяющего равномерно поднимать трубу и опускать ее в траншею. После опускания в землю траншею тщательно заливают, чтобы труба и ее покрытие сохраняли целостность. Последний шаг в строительстве трубопровода — гидростатическое испытание. Он состоит из проточной воды при давлениях, превышающих необходимые для транспортировки природного газа, по всей длине трубы.Это служит проверкой, чтобы убедиться, что трубопровод достаточно прочный и не имеет каких-либо утечек трещин, прежде чем природный газ будет прокачан по трубопроводу.

Опускная труба
Источник: Duke Energy Gas Transmission Канада

Проложить трубу через ручьи или реки можно одним из двух способов. Пересечение открытого разреза включает в себя рытье траншей на дне реки для размещения трубы.Когда это делается, сама труба обычно оснащается бетонным кожухом, который гарантирует, что труба остается на дне реки, и добавляет дополнительное защитное покрытие для предотвращения любых утечек природного газа в воду. В качестве альтернативы может использоваться форма направленного бурения, в которой «туннель» пробурен под рекой, через которую может проходить труба. Те же самые методы используются для пересечения дорог — либо открытый траншею вырывают поперек дороги и заменяют, когда труба установлена, либо туннель может быть пробурен под дорогой.

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

Проверка и безопасность трубопроводов

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

Чтобы обеспечить эффективную и безопасную эксплуатацию обширной сети газопроводов, трубопроводные компании регулярно проверяют свои трубопроводы на наличие коррозии и дефектов. Это делается с помощью сложного оборудования, известного как «умные свиньи».«Умные свиньи» — это интеллектуальные роботизированные устройства, которые приводятся в движение по трубопроводу для оценки внутренней части трубы. Умные свиньи могут проверять толщину и круглость трубы, проверять наличие признаков коррозии, обнаруживать незначительные утечки и любые другие дефекты внутри трубопровода, которые могут либо препятствовать потоку газа, либо представлять потенциальный риск для безопасности эксплуатации трубопровод. Отправка умного поросенка по трубопроводу хорошо известна как «прокрутка» трубопровода.

В дополнение к проверке с помощью умных свиней, существует ряд мер предосторожности и процедур, направленных на минимизацию риска несчастных случаев.Фактически, транспортировка природного газа является одним из самых безопасных способов транспортировки энергии, в основном из-за того, что инфраструктура закреплена и похоронена под землей. По данным Министерства транспорта (DOT), трубопроводы являются самым безопасным способом транспортировки нефти и природного газа. В то время как в линиях электропередачи более 100 смертей в год, по данным Управления безопасности трубопроводов Министерства транспорта США в 2009 году, было 0 смертей, связанных с трубопроводами электропередачи, и 10 смертей, связанных с системами распределения.Чтобы узнать больше о безопасности трубопроводов, посетите офис DOT по безопасности трубопроводов.

Некоторые из мер безопасности, связанных с трубопроводами природного газа, включают:

  • Воздушные патрули — самолеты используются для обеспечения того, чтобы никакие строительные работы не проводились слишком близко к трассе трубопровода, особенно в жилых районах. Несанкционированное строительство и копка являются основной угрозой безопасности трубопровода, согласно INGAA
  • Обнаружение утечек — Оборудование обнаружения природного газа периодически используется персоналом трубопровода на поверхности для проверки на утечки.Это особенно важно в тех районах, где природный газ не имеет запаха.
  • Маркеры трубопровода — Знаки на поверхности над трубопроводами природного газа указывают на наличие подземных трубопроводов для населения, чтобы уменьшить вероятность любого вмешательства в трубопровод.
  • Отбор проб газа — Регулярный отбор проб природного газа в трубопроводах обеспечивает его качество, а также может указывать на коррозию внутренней части трубопровода или приток загрязняющих веществ.
  • Профилактическое обслуживание — Сюда входит проверка клапанов и устранение поверхностных препятствий при осмотре трубопровода.
  • Аварийное реагирование — Трубопроводные компании имеют обширные группы реагирования на чрезвычайные ситуации, которые готовят к возможности широкого спектра потенциальных аварий и аварийных ситуаций.
  • Программа «Один звонок» — Во всех 50 штатах введена так называемая программа «Один звонок», которая предоставляет экскаваторам, строительным бригадам и всем, кто заинтересован в копании в земле вокруг трубопровода, единый номер телефона, который может быть вызывается, когда планируется проведение каких-либо земляных работ.Этот звонок предупреждает трубопроводную компанию, которая может пометить территорию или даже отправить представителей для мониторинга раскопок. Национальный трехзначный номер для одного звонка — «811».

Несмотря на то, что крупные межгосударственные газопроводы транспортируют природный газ из перерабатывающих регионов в потребляющие регионы и могут напрямую обслуживать крупных оптовых пользователей, таких как промышленные потребители или потребители электроэнергии, именно система распределения фактически поставляет природный газ большинству розничных потребителей, включая бытовые потребители природного газа.

,

Магистральный газопровод: что это значит?

(рис. 53.1 — магистральный газопровод)

(рис. 53.2 — путь природного газа:
от газового месторождения к печи)

Давным-давно газ вошел в нашу повседневную жизнь, Переместились на корону синих огней над горелкой, и многие даже не задумывались о ее «блужданиях» на пути к потребителю.

Природный газ транспортируется такими инженерными сооружениями, как газопровод.Во время движения «голубое топливо» держится под заданным избыточным давлением.

Из районов месторождения газа газ подается на большие расстояния по магистральному газопроводу. Давление в трубопроводе поддерживается компрессорными станциями, которые размещаются в установленных точках магистрального трубопровода. Достигнув пункта назначения, газ попадает в конечную газораспределительную установку, которая снижает давление до уровня «потребителя». В соответствии с этим газ, доставляемый по магистральному газопроводу, называется «магистральный газ».

Магистральные газопроводы подразделяются на «первую» (до 10 МПа) и «вторую» категории (до 2,5 МПа). В зависимости от типа прокладки они могут быть надземными, смонтированными на земле, под землей и под водой. Магистральный газопровод является одним из основных элементов газопроводной сети и основным конструктивным элементом Единой системы газоснабжения Российской Федерации.

В случае отсутствия магистрального газопровода, альтернативным и идеальным вариантом является независимая газификация на базе газовых резервуаров от «Антонио Мерлони».

Похожие статьи:

  1. Магистральный газопровод до села N: негативный опыт.
  2. Автономное отопление — решение проблемы отсутствия основного газоснабжения.
  3. Независимость от магистральной системы газоснабжения. Самоокупаемость.
  4. В ожидании магистрального газопровода.
  5. Правильная подача газа. Новый подход к газификации.
  6. Независимый бензобак.
  7. Независимая газификация: быстрая и чиповая.

.

% PDF-1.4
%
431 0 объектов
>
endobj

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

614 0 объектов
> поток
xb«`b`e`e« €

.

Введение в нефтегазовые трубопроводы

Автор: Венди Фан, стажер альянса FracTracker

Северная Америка состоит из обширной сети меж- и внутригосударственных трубопроводов, которые играют жизненно важную роль в транспортировке воды, опасных жидкостей и сырья. В стране, по оценкам, имеется 2,6 миллиона миль трубопроводов, и каждый год она доставляет триллионы кубических футов природного газа и сотни миллиардов тонн жидких нефтепродуктов. Поскольку трубопроводная сеть обеспечивает повседневные функции и средства к существованию нации за счет предоставления ресурсов, используемых в энергетических целях, крайне важно пролить свет на эту транспортную систему.В этой статье кратко обсуждаются нефте- и газопроводы, чем они являются, почему они существуют, их потенциальное воздействие на здоровье и окружающую среду, предлагаемые проекты и кто их контролирует.

Что такое трубопроводы и для чего они используются?

Oil and Gas Pipelines in ND Oil and Gas Pipelines in ND

Трубопроводы в Северной Дакоте. Кредит фотографии: Кэтрин Хилтон

Сеть трубопроводов в США — это транспортная система, используемая для перемещения товаров и материалов. Трубопроводы транспортируют различные продукты, такие как сточные воды и вода. Однако наиболее распространенные продукты перевозятся для энергетических целей, которые включают природный газ, биотопливо и жидкую нефть.Трубопроводы существуют по всей стране, и они различаются в зависимости от перевозимых товаров, размера труб и материала, из которого они изготовлены.

Хотя некоторые трубопроводы построены над землей, большинство трубопроводов в США находятся под землей. Поскольку нефтепроводы и газопроводы хорошо скрыты от общественности, большинство людей не знают о существовании обширной сети трубопроводов.

Объем трубопроводной системы США

В Соединенных Штатах больше всего миль трубопроводов, чем в любой другой стране: 1 984 321 км (1 232 999 миль) при транспортировке природного газа и 240 711 км (149 570 миль) по нефтепродуктам.Страна с вторым по количеству миль трубопроводами — Россия с 163 872 км (101 825 миль), а затем Канада с 100 000 км (62 137 миль).

Типы Нефтегазопроводов

Существуют две основные категории трубопроводов, используемых для транспортировки энергоносителей: нефтепроводы и трубопроводы природного газа.

  1. Нефтепроводы транспортируют сырую нефть или газоконденсатные жидкости, и в этом процессе задействованы три основных типа нефтепроводов: системы сбора, системы трубопроводов сырой нефти и системы трубопроводов нефтепродуктов.Системы собирательных трубопроводов собирают сырую нефть или природный газ из добывающих скважин. Затем он транспортируется с системой трубопроводов сырой нефти на нефтеперерабатывающий завод. Как только нефть перерабатывается в продукты, такие как бензин или керосин, она транспортируется через системы трубопроводов очищенных продуктов на станции хранения или распределения.
  2. Трубопроводы природного газа транспортируют природный газ со стационарных объектов, таких как газовые скважины или объекты импорта / экспорта, и доставляют в различные места, например дома, или напрямую на другие объекты экспорта.Этот процесс также включает три различных типа трубопроводов: системы сбора, системы передачи и системы распределения. Подобно системам сбора нефти, система трубопроводов сбора природного газа собирает сырье из добывающих скважин. Затем он транспортируется по магистральным трубопроводам, которые транспортируют природный газ от объектов к портам, нефтеперерабатывающим заводам и городам по всей стране. Наконец, системы распределения состоят из сети, которая распределяет продукт по домам и предприятиям.Два типа систем распределения — это основные линии распределения, которые представляют собой более крупные линии, по которым продукты перемещаются близко к городам, и линии распределения услуг, которые представляют собой более мелкие линии, которые соединяют основные линии с домами и офисами.

полоса отвода (ROW)

Прежде чем приступить к планам строительства новых трубопроводов, необходимо обеспечить отвода от частных и государственных землевладельцев, за что обычно платят трубопроводные компании. ROW — это сервитуты, которые должны быть согласованы и подписаны как землевладельцем, так и трубопроводной компанией, и позволяют операторам трубопроводов приступить к установке и обслуживанию трубопроводов на этой земле.Трубопроводные операторы могут получить ПОЛОЖЕНИЕ, приобретая недвижимость или в судебном порядке. ROW может быть постоянным или временным приобретением и требует одобрения FERC.

Нормативный надзор

В зависимости от типа трубопровода, того, что он передает, из чего он сделан и где он проходит, существуют различные федеральные или государственные органы, которые имеют юрисдикцию в отношении его регулирующих дел.

A. Федеральная комиссия по регулированию энергетики (FERC)

Межгосударственные трубопроводы, те, которые либо физически пересекают государственные границы, либо несут продукт, который пересекает государственные границы, разрешены Федеральной комиссией по регулированию энергетики (FERC).FERC является независимой организацией в рамках Министерства энергетики США, которая разрешает межгосударственную инфраструктуру электричества и природного газа. Полномочия FERC заключаются в различных законодательных актах в области энергетики, начиная с Закона о природном газе 1938 года и заканчивая последним Законом об энергетической политике 2005 года. Президент США назначает четырех своих уполномоченных. Другие агентства, такие как Департамент транспорта, региональные власти, такие как речные бассейновые комиссии и Инженерный корпус армии, также могут быть вовлечены.FERC утверждает местоположение, строительство, эксплуатацию и отказ от межгосударственных трубопроводов. Они не обладают юрисдикцией в отношении расположения внутригосударственных газопроводов или опасных жидкостей.

B. Управление трубопроводов и опасных материалов (PHMSA)

При Министерстве транспорта США PHMSA контролирует, разрабатывает и обеспечивает соблюдение правил, обеспечивающих безопасную и экологически безопасную систему трубопроводного транспорта. В PHMSA есть два офиса, которые выполняют эти цели.Управление по безопасности опасных материалов разрабатывает правила и стандарты для классификации, обработки и упаковки опасных материалов. Управление безопасности трубопроводов разрабатывает правила и подходы к управлению рисками для обеспечения безопасной транспортировки по трубопроводам, а также обеспечивает безопасность при проектировании, строительстве, эксплуатации и техническом обслуживании, а также реагирование на разливы опасных трубопроводов для транспортировки жидкости и природного газа. Ниже приведены некоторые правила, установленные PHMSA:

1. Закон о безопасности трубопроводов, нормативной уверенности и создании рабочих мест 2011 года или Закон о безопасности трубопроводов 2011 года

Этот акт повторно уполномочивает PHMSA продолжать изучение и совершенствование правил безопасности трубопровода.Это позволяет PHMSA:

  • Обеспечить нормативную определенность, необходимую владельцам и операторам трубопроводов для планирования инвестиций в инфраструктуру и создания рабочих мест
  • Улучшение трубопроводного транспорта путем усиления соблюдения действующих законов и совершенствования существующих законов, где это необходимо.
  • Обеспечить сбалансированный нормативный подход к повышению безопасности, основанный на принципах рентабельности
  • Защита и сохранение авторитета Конгресса путем обеспечения того, чтобы некоторые ключевые правила не были завершены, пока у Конгресса не будет возможности действовать

2.Федеральные правила безопасности трубопроводов: программы информирования общественности

  • Внедренная PHMSA, Программа информирования общественности обязывает трубопроводные компании и операторов разрабатывать и реализовывать программы информирования общественности, следуя указаниям Американского института нефти.
  • Согласно этому правилу, операторы трубопроводов должны предоставлять общественности информацию о том, как распознавать, реагировать и сообщать о чрезвычайных ситуациях в трубопроводе.

3. Закон о безопасности газопровода 1968 года

  • Этот закон уполномочивает министерство транспорта регулировать трубопроводную транспортировку горючего, токсичного или коррозионного природного газа или других газов, а также транспортировку и хранение сжиженного природного газа.

PHMSA также разработала интерактивную национальную систему картографирования трубопроводов для доступа и использования населением. Однако карту можно просматривать только по одному округу за раз, в нее не входят линии распределения или сбора, а при слишком большом увеличении трубопроводы исчезают. Фактически, сайт предупреждает, что карта не должна использоваться для определения точного местоположения трубопроводов, заявляя, что местоположения могут быть неправильными на расстоянии до 500 футов. PHMSA утверждает, что эти ограничения существуют в интересах национальной безопасности.

C. Инженерный корпус армии США

Разрешения должны быть получены от Инженерного корпуса армии США, если трубопровод должен быть построен через судоходные водоемы, включая водно-болотные угодья. Государственные природоохранные органы, такие как Департамент охраны окружающей среды, также участвуют в процессе согласования строительства трубопровода через водные пути и водно-болотные угодья.

Риски для здоровья и безопасности окружающей среды

Несмотря на то, что трубопроводная транспортировка природного газа и нефти считается более безопасной и дешевой, чем наземная транспортировка, отказы трубопроводов, инфраструктура, человеческие ошибки и стихийные бедствия могут привести к крупным трубопроводным катастрофам.Таким образом, предыдущие инциденты, как было установлено, наносят ущерб окружающей среде и безопасности населения.

A. Землепользование и дробление лесов

Columbia Pipeline Columbia Pipeline

Строительная площадка и проезжая часть 26-дюймового трубопровода в Колумбии. Фото предоставлено: Sierra Shamer

Для того, чтобы закопать трубопроводы под землей, вырублено огромное количество леса и земли, чтобы соответствовать размерам трубопровода. Государства, такие как Пенсильвания, которые состоят из богатой экосистемы из-за их обилия лесов, подвергаются критическому риску уменьшения мест обитания для видов растений и подвергаются риску уничтожения определенных видов животных.Геологическая служба США (USGS) стремилась количественно оценить степень нарушения земель в округах Брэдфорд и Вашингтон в штате Пенсильвания в результате деятельности, связанной с добычей нефти и газа, включая реализацию трубопровода. В отчете USGS сделан вывод о том, что строительство трубопровода является одним из самых значительных источников увеличения числа лесных участков. В округе Брэдфорд, штат Пенсильвания, было 306 участков, из которых 235 были связаны со строительством трубопровода. Округ Вашингтон увеличился на 1000 участков, половина из которых была связана со строительством трубопровода.

B. Компрессорные станции

Компрессорные станции играют важную роль в обработке и транспортировке материалов, которые проходят через трубопровод. Однако компрессорные станции представляют значительную опасность для окружающей среды. Даже когда процесс бурения и фрекинга завершен, компрессорные станции остаются в этом районе, чтобы поддерживать непрерывный поток газа в трубопроводах. Стационарный характер этого источника загрязнения воздуха означает, что в атмосферу постоянно выбрасывается комбинация загрязняющих веществ, таких как летучие органические соединения (ЛОС), оксиды азота (NOx), формальдегид и парниковые газы.Известно, что эти загрязнители оказывают вредное воздействие на здоровье дыхательной системы, нервной системы или повреждения легких. Помимо выбросов загрязняющих веществ, уровень шума, создаваемый компрессорными станциями, может достигать 100 децибел. Центр по контролю и профилактике заболеваний (CDC) сообщает, что потеря слуха может происходить при прослушивании звуков со скоростью 85 дБ или более в течение продолжительного периода времени.

C. Эрозия и седиментация

Сильные ливни или штормы могут привести к чрезмерному разрушению почвы, что, в свою очередь, увеличивает вероятность возникновения эрозии и седиментации.Эрозия может вскрыть трубопроводы, скрытые под землей, а осадки более 5 дюймов (13 см) могут перемещать или разрушать бермы, а также разрушать насыпи почвы, используемые для защиты от наводнений. Эрозия почвы повышает уязвимость подземных трубопроводов к повреждениям от чистки или промывки, а также к повреждению от мусора, транспортных средств или лодок.

D. Выдающийся домен

Домен имени

позволяет государственным или федеральным правительственным органам осуществлять свои полномочия по сбору частной собственности у жителей или граждан для общественного использования и развития.В некоторых случаях частные компании использовали власть для захвата земли с целью получения собственной прибыли. Владельцы собственности затем получают компенсацию в обмен на их землю. Тем не менее, землевладельцы могут в конечном итоге тратить больше, чем они получают. Чтобы получить компенсацию, владельцы должны нанять своего собственного оценщика и адвоката, и они также обычно не получают компенсацию за полную стоимость земли. Кроме того, стоимость недвижимости снижается после того, как на их земле будут проложены трубопроводы, что затруднит продажу их дома в будущем.

E. Разливы и утечки

Плохо обслуживаемые и неисправные трубопроводы, которые транспортируют сжиженный природный газ или сырую нефть, могут представлять высокий риск для здоровья и окружающей среды в случае разлива или утечки жидкости в почву. Сырая нефть может содержать более 1000 химических веществ, которые являются известными для человека канцерогенами, например, бензол. Выброс потенциально токсичного химического вещества или масла может проникнуть в почву, подвергая сообщества воздействию паров в атмосфере, а также загрязняя грунтовые и поверхностные воды.Инциденты не только являются дорогостоящими для контроля и очистки, разливы химикатов или нефти также могут оказывать длительное воздействие на окружающую среду и население. Разорванный трубопровод, по которому в Солт-Лейк-Сити, штат Юта, в 2010 году было пропущено 33 000 галлонов сырой нефти, подвергает жителей соседнего сообщества воздействию химических паров, что приводит к сонливости и вялости. После ввода в эксплуатацию в 2010 году TransCanada Keystone Pipeline сообщила о 35 утечках и разливах только за первый год. В апреле 2016 года по трубопроводу Кистоун в Южной Дакоте утекло 17 000 галлонов нефти.Старые трубопроводы имеют большую вероятность утечки, чем новые, поэтому эта проблема будет только возрастать по мере старения инфраструктуры трубопроводов.

Газопроводы природного газа также показали утечку метана, основного компонента природного газа, на уровнях, которые намного превышают предполагаемые. Метан не только способствует изменению климата, но и подвергает окружающие сообщества риску взрыва газа и подвергает их опасно высоким уровням метана в воздухе, которым они дышат.

F. Взрывы

Pipeline sign Texas 2016 Pipeline sign Texas 2016

Трубопровод предупреждающий знак в Техасе.Фото предоставлено: Экологический институт США

Взрывы также распространены на неисправных трубопроводах, которые пропускают природный газ. В отличие от разливов нефти или жидкости, которые обычно распространяются и проникают в почву, утечки газа могут взорваться из-за летучести углеводородов. Например, недавний взрыв трубопровода в округе Уэстморленд, штат Пенсильвания, привел к серьезным ожогам человека, а также к эвакуации десятков домов. В результате очередного взрыва трубопровода в Сан-Бруно, штат Калифорния, погибли 8 человек, 6 пропали без вести и 58 получили ранения.Тридцать восемь домов были также разрушены, а еще 70 были повреждены. Этот взрыв обнажил бессистемную систему учета для десятков тысяч миль газопроводов, некачественного строительства и практики инспекций.

Предстоящие предлагаемые проекты

Примерно 4 600 миль новых межгосударственных трубопроводов будут завершены к 2018 году. Ниже приведены лишь несколько крупных проектов, которые в настоящее время предлагаются или находятся в процессе получения разрешения.

А.Проект расширения Atlantic Sunrise

Этот трубопровод будет включать 194 мили по всему штату Пенсильвания. Он будет построен, чтобы прорезать части 10 различных округов ПА, включая Колумбию, Ланкастер, Ливан, Люцерн, Нортумберленд, Шуйлкилл, Саскуэханна, Вайоминг, Клинтон и Ликинг. Этот проект потребует 125-футовое ПО, и будет проходить через 52 области, спроектированных как «защищенная земля» в Пенсильвании. Этот предложенный проект все еще находится на рассмотрении FERC — решение ожидается в конце 2016 или начале 2017 года.

B. Газопровод NEXUS

Spectra Energy (Хьюстон), DTE Energy (Детройт) и Enbridge Inc. (Канада) сотрудничают в строительстве газопровода стоимостью 2 миллиарда долларов, который должен был бы пройти от восточного Огайо до Мичигана и Онтарио. Уже подан в FERC и начнет строительство в начале 2017 года. Он предложил 255-мильный трубопровод и будет иметь ширину 36 дюймов.

C. Mariner East 2 Pipeline

Этот трубопровод увеличит пропускную способность существующего трубопровода с 70 000 баррелей в день до 345 000.У него есть планы поставки пропана, бутана, этана и других жидкостей из природного газа через штат в графства Делавэр, Беркс и Ливан в штате Пенсильвания. В настоящее время строительство задерживается из-за откатов и получения разрешений.

D. Проект Northeast Energy Direct (NED)

Этот проект был предназначен для расширения существующего трубопровода на 420 миль от округа Саскуэханна, штат Пенсильвания, и проходящего через Нью-Йорк, Массачусетс, Нью-Гемпшир и Коннектикут. Недавно, в апреле 2016 года, Kinder Morgan решила приостановить дальнейшую разработку этого предлагаемого трубопровода.

E. Атлантический береговой трубопровод

Трубопровод Атлантического побережья имел первоначальные планы по прокладке трубопровода длиной 550 миль от Западной Вирджинии до Северной Каролины и прорезанию десятков ручьев Чесапик, двух национальных лесов и через Аппалачскую тропу. Их разрешение на строительство этого трубопровода было отклонено Лесной службой США в январе 2016 года; таким образом, задерживая проект на данный момент.

F. Инкрементальный рынок Algonquin (AIM) Проект

С одобрения FERC компания Spectra Energy начала строительство 37 миль трубопровода через Нью-Йорк, Коннектикут и Массачусетс.Месторасположение трубопровода вызывает особое беспокойство, поскольку оно находится в критической близости от атомной электростанции Индиан-Пойнт. Разрывы или утечки из трубопровода могут поставить под угрозу безопасность населения и даже привести к краху электростанции. Компания Spectra Energy также представила два дополнительных предложения: Атлантический мост и Северо-восток доступа. Оба проекта расширят трубопровод Algonquin, чтобы достичь Новой Англии, и оба еще находятся в процессе согласования с FERC.

г. Трубопровод Конституции

Газопровод «Конституция» первоначально планировал проложить 124 мили от округа Саскуэханна, штат Пенсильвания, до округа Шохари, штат Нью-Йорк, и был отклонен штатом Нью-Йорк в апреле 2016 года.

Чтобы просмотреть маршруты предлагаемых трубопроводов, посетите карту предложений FracTracker для Северной Америки по трубопроводам и нефтегазовой инфраструктуре.

North America Proposed Oil and Gas Pipelines Map North America Proposed Oil and Gas Pipelines Map

Предварительный просмотр карты трубопроводов в Северной Америке. Нажмите для просмотра в полноэкранном режиме.

Дополнительные вопросы

Пожалуйста, напишите нам по адресу [email protected], если есть какие-либо оставшиеся без ответа вопросы, на которые вы хотели бы, чтобы мы ответили или включили.

Обновление : эта статья была отредактирована 21 июня 2016 года в связи с отзывами и предложениями читателей.

,