8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Давление в газопроводе высокого давления


Распределительные газопроводы и их классификация - Что такое 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 на распределительные, 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 )

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.


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 газа, назначению, способу прокладки

Современные системы газоснабжения предполагают использование достаточно сложного комплекса оборудования, с помощью которого организовывается доставка природного топлива конечным потребителям.

Как правило такая доставка организуется через сложную систему газопроводов, причем капитальные затраты на ее создание, как правило, составляет не меньше 80% от стоимости всех затрат на снабжение конечного объекта природным газом.

Как и для любых других стандартных решений принята определенная классификация нефте и газопроводов, причем такое разделение по видам и типам предусматривает несколько критериев, которые дают возможность точно определить назначение и функции отдельного участка системы, а также обозначить материалы, технологии и стандарты создания и обслуживания таких участков. К основным из таких критериев относится разделение всех существующих газотранспортных магистралей по уровню давления передаваемой среды.

Современные системы передачи газа по трубопроводам используют принцип избыточного давления, то есть в начале магистрали создается определенное давление, при помощи которого и выполняется транспортировка газовой среды. По уровню такого давления газопроводы делят на четыре типа:

  • высокого давления первой категории с уровнем давления 1.6 до 1 2 МПа;
  • высокого давления второй категории с уровнем давление от 0,3 до 0,6 МПа;
  • среднего давлением от 0,005 до 0,3 МПа;
  • низкого давления до 0,005 МПа.

Дополнительная классификация газопроводов

Из классификации по уровню давлением логично вытекает дополнительная классификация или расшифровка классификация газопроводов по назначению:

  • транспортировки газа между населенными пунктами. В магистралях передачи этого вида топлива применяют газопроводы высокого давления;
  • для подвода к крупным потребителям и газорегуляторным пунктам используют газопроводы среднего давления;
  • системы низкого давления используют для подачи газом бытовым потребителям, коммунальным предприятиям и учреждениям с незначительным потреблением этого вида топлива.

 По выполняемым функциям существующие виды газопроводов делят на:

  • распределительные. К ним относятся газопроводы, размещенные снаружи объектов и поставляющие к ним газ от магистральных трубопроводов или газораспределительных пунктов;
  • газопроводы ввода-вывода. Это отдельные участки газопровода, которые размещаются на узлах соединения газопроводов разного типа и представляют собой небольшой участок от места подключения до запорной арматуры основного трубопровода;
  • внутренние. газопровод низкого давления от водного участка до конечного потребителя, то есть газового прибора определенного типа.

По месту прокладки принято разделять такие системы на:

  • наземные;
  • подземные и подводные;
  • проложенные внутри зданий и сооружений.

Как правило, магистральные трубопроводы и трубопроводы среднего давления прокладываются комбинированным методом, то есть часть трубы может идти под землей, под водой, а также по воздуху.

В качестве материалов для изготовления трубопроводов в основном используется сталь. Для газопроводов низкого давления могут применяться полимерные трубки.

Естественно, что что объединение в единый комплекс управления, обслуживания, и ремонта такой системы невозможно без элементов автоматики, обеспечения безопасности, запорной арматуры.

Наш завод «ВолНА» проектирует и изготавливает различное оборудование для нефтегазовой промышленности, в том числе для обустройства газопроводов разного типа и назначения. С ассортиментом продукции вы можете познакомиться на нашем сайте или напрямую обратиться к специалистам для заказа требуемого оборудования и выбора наиболее выгодного варианта доставки по России.

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

Сравнение капитальных затрат (CAPEX)

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

В недавних ТОТМ (с января по апрель 2012 г. и снова в августе и сентябре 2012 г. ) мы обсуждали несколько аспектов физического поведения и транспортировки двуокиси углерода (CO 2 ) и природного газа в плотной фазе. Мы показали, как изменяются теплофизические свойства в плотной фазе и их влияние на расчеты перепада давления. Было проведено сравнение расчетов перепада давления с использованием уравнений жидкой и паровой фаз.

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

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

Практический пример:

Мы продолжим использовать ту же основу для тематического исследования, которая использовалась в TOTM за сентябрь 2012 года. Состав газа и условия представлены в табл. 1. Для простоты расчеты и последующее обсуждение будем проводить на сухой основе. Точка росы подаваемого газа была снижена до -40 ˚F (-40 ˚C) путем пропускания его через механическую холодильную установку для регулирования точки росы. Полученный в результате состав и условия обедненного газа также представлены в таблице 1. Полная теплотворная способность бедного газа составляет 1082 БТЕ/куб. куб. фут (40,33 МДж/см 9 ).0025 3 ), который находится в диапазоне, обычно используемом для природного газа контрактного качества в Северной Америке. Параметры трубопровода:

  • Длина 1000 миль (1609 км)
  • Наружный диаметр трубопровода составляет 42 дюйма (1067 мм). Исходные внутренние диаметры для гидравлических расчетов: случай A = 39,0 (991 мм) дюймов, случай B = 40,0 дюймов (1016 мм) и случай C = 40,5 дюймов (1029 мм)
  • Предполагается устойчивый режим.
  • Давление в точке нагнетания и всасывания на каждой компрессорной станции составляет 615 фунтов на квадратный дюйм (4,24 МПа)
  • Это горизонтальный трубопровод без изменения высоты.
  • Общий коэффициент теплопередачи: 0,25 БТЕ/ч-фут 2 -°F (1,42 Вт/м 2 -°C).
  • Программное обеспечение для моделирования: ProMax и Equation of State от Soave-Redlich-Kwong (SRK).

Таблица 1. Состав и условия сырьевого газа и обедненного газа

Таблица 2. Технические характеристики трубопровода для трех случаев Рассмотрены три случая транспортировки этого природного газа, каждый из которых кратко поясняется ниже. Количество сегментов трубопровода, длина сегмента и давление на входе каждого сегмента для трех случаев представлены в Таблице 2 в полевых единицах (FPS, фут, фунт и секунда) и SI (Международная система).

Таблица 2. Технические характеристики трубопровода для трех вариантов


Результаты и обсуждение гидравлического моделирования: после более крутых обязанностей. В таблице 3 представлены сводные результаты моделирования для трех случаев в системах единиц FPS и SI.

Случай A: Высокое давление (плотная фаза)

Этот трубопровод представляет собой конфигурацию с одной компрессорной станцией. Давление на входе в трубопровод находится в зоне плотной фазы. После обработки и прохождения через скруббер первой ступени давление бедного газа повышается до 149 бар.6 фунтов на квадратный дюйм (10,32 МПа), затем охлаждают до 100 ˚F (37,8 ˚C). Газ дополнительно сжимается на второй ступени до 3659 фунтов на квадратный дюйм (25,22 МПа). Сжатый газ высокого давления снова охлаждается до 100 ˚F (37,8 ˚C), а затем проходит через сепаратор перед подачей в длинный трубопровод.

Вариант B: Промежуточное давление

В этом трубопроводе есть три компрессорные станции, каждая из которых расположена на расстоянии 333 миль друг от друга. Давление на входе в трубопровод близко к зоне плотной фазы. На каждой станции давление повышается с 615 фунтов на квадратный дюйм до 2071 фунтов на квадратный дюйм (от 4,24 до 14,28 МПа) за один этап, затем охлаждается до 100 ˚F (37,8 ˚C) и, наконец, проходит через сепаратор перед входом в каждый сегмент трубопровода.

Случай C: Низкое давление

В этом трубопроводе есть пять компрессорных станций, расположенных на равных участках в 200-мильных (322 км) сегментах. Давление на входе в трубопровод значительно ниже, чем для плотной фазы. На каждой станции давление повышается с 615 фунтов на квадратный дюйм до 1637 фунтов на квадратный дюйм (от 4,24 до 11,28 МПа) за один этап, затем охлаждается до 100 ˚F (37,8 ˚C) и, наконец, проходит через сепаратор перед входом в каждый сегмент трубопровода.

Таблица 3. Сводка результатов компьютерного моделирования для трех случаев.

Как видно из этой таблицы, вариант А с одной компрессорной станцией требует наименьшей общей мощности сжатия и самых низких требований к тепловой нагрузке. Снижение мощности для варианта А составляет около 51 % по сравнению со случаем Б (с тремя компрессорными станциями) и 63 % по сравнению с вариантом С (с 5 компрессорными станциями). Это снижение требований к мощности и тепловому режиму является значительным. Точно так же снижение тепловой нагрузки для случая А составляет примерно 39 % по сравнению со случаем В и 50 % по сравнению со случаем С соответственно.

Изменения скорости газа, давления и температуры показаны на рисунках с 1 по 3 для случаев A и B. Как обсуждалось в предыдущем TOTM, когда фазовая диаграмма и профили давления строятся в виде кросс-графика с использованием профилей давления и температуры, трубопровод состояние на выходе остается справа от кривой точки росы, при этом газ остается однофазным.

Рисунок 1. Изменение скорости газа в трубопроводе (Варианты A и B)

Механическая конструкция (толщина стенки и марка)

Толщина стенки трубопровода является важным экономическим фактором. Материалы трубопровода обычно составляют примерно 40% капитальных затрат (CAPEX) трубопровода. На строительство также будет приходиться примерно 40% капитальных затрат. Оценка CAPEX разработана позже в этом TOTM. После определения толщины стенки можно рассчитать общий вес (тоннаж) трубопровода, а также стоимость стали для трубопровода.

Толщина стенки, т , для трех случаев рассчитывается по изменению уравнения Барлоу, обнаруженного в стандартном стандарте ASME B31.8 для газопроводных трубопроводов:

(1)

, где,

  • P является максимальным допустимым рабочим давлением, здесь установить на 1,05-кратное давление на входе,
  • OD наружный диаметр,
  • E - эффективность соединения (принимается за 1), так как трубопровод будет соединяться стыковыми швами на всю толщину и проверяться на 100%,
  • F  – расчетный коэффициент (от 0,4 до 0,72), здесь установлено значение  0,72 (для отдаленных районов),
  • T — коэффициент снижения номинальных характеристик при температуре, который также равен 1,0 при температуре на входе не выше 100 ˚F (37,8 ˚C).
  • σ — предел текучести материала трубы (Класс X70 = 70 000 фунтов на кв. дюйм или 448,2 МПа), а
  • CA — допуск на коррозию (для этого сухого газа предполагается равным 0 дюймов или 0 мм).

После расчета толщины стенки отношение диаметра к толщине стенки (D/t) проверяется на соответствие следующим практическим правилам:

  • Береговые трубопроводы будут иметь максимальное значение D/t 72.
  • Морские трубопроводы будут иметь максимальное значение D/t 42.

Если рассчитанное значение D/t слишком велико, толщина стенки будет увеличена, чтобы получить максимально допустимое значение D/t.

Рисунок 2. Изменение давления в трубопроводе (варианты A и B)

   

Рисунок 3. Изменение температуры в трубопроводе (варианты A и B) гидравлика в качестве отправной точки, MAOP, затем можно рассчитать толщину стенки. Затем расчетная толщина стенки проверяется на соответствие критерию максимального D/t. В таблице 4 приведены эти расчеты для трех случаев как для наземных, так и для морских местоположений.

Зная толщину и диаметр стенки, можно рассчитать вес на линейную длину (в футах или метрах). Затем также можно рассчитать общий вес стали на 1000 миль (1609 км). Удельный вес указывается в фунтах на фут (кг/м), а общий вес в коротких тоннах (2000 фунтов) и метрических тоннах (1000 кг). Результаты этих расчетов массы приведены в Таблице 5.

Из этих расчетов можно сделать следующие выводы: тоннаж стали примерно 14%. Как покажут расчеты затрат, это сокращение значительно снизит стоимость. Однако использование сталей Х-80 до сих пор не получило широкого распространения в трубопроводной промышленности.

  • Объем стали в сочетании с диаметром и толщиной стенки потребует большую часть производственных мощностей для производства труб. Если бы это был санкционированный проект, закупка стальных труб должна была бы проводиться задолго до запланированного строительства.
  • Толщина стенок НЕ увеличена до следующих стандартных значений API. Необходимое большое количество стали позволяет покупателю диктовать нестандартную толщину. Трубные заводы будут рады удовлетворить такое требование.
  • Таблица 4: Выбор давления и толщины стенки

    Таблица 5: Выбор толщины стенки трубопровода и общий вес стали

    Расчетные капитальные затраты

    Капитальные затраты основаны на двух ключевых оценках переменные: толщина стенки трубопровода и необходимая мощность сжатия. Оба параметра зависят от профиля давления в трубопроводе, который определяется количеством компрессорных станций. Сметная стоимость будет рассчитываться исходя из следующих допущений:

    • Линейная труба по цене 1200 долларов США за короткую тонну с добавлением 15% на покрытие.
    • Общая стоимость установки трубопровода в 2,5 раза превышает стоимость стали трубы плюс стоимость покрытия. Этот фактор удивительно постоянен как для наземных, так и для морских трубопроводов большой протяженности и большего диаметра. Специфические факторы проекта, такие как гористая местность для наземных трубопроводов или необходимость прокладки траншей для морского трубопровода, могут повлиять на этот множитель затрат.
    • В этой оценке не учитывается дополнительная разница в стоимости между строительством на суше и на море. На самом деле есть разница, которая может быть существенной. Эти различия в значительной степени зависят от местоположения проекта с факторами, которые могут включать погодные и сезонные проблемы, глубину воды для морских проектов, рельеф для береговых проектов, доступную инфраструктуру и ее влияние на логистику, а также наличие строительного оборудования и рабочей силы.
    • Компрессоры и сопутствующее оборудование (приводы, охладители и вспомогательное оборудование) оцениваются в 1500 долларов США за требуемую мощность в лошадиных силах.
    • Наземные компрессорные станции оцениваются в 25 миллионов долларов США каждая для строительных работ, зданий и оборудования, не связанных напрямую со сжатием газа.
    • Стоимость
    • морских компрессорных станций составляет 250 миллионов долларов США каждая за стационарную конструкцию, верхние строения, не связанные напрямую со сжатием газа, и комплекс помещений. Это допущение чувствительно к местоположению проекта, независимо от того, является ли сооружение автономным или в группе сооружений, глубине воды и гидрометеорологическим условиям океана.
    • Случаи морского трубопровода берут свое начало НА БЕРЕГУ с головной компрессорной станцией.

    С учетом этих предположений о стоимости, оценка порядка величины (OME) для общей стоимости установки (TIC) разрабатывается для трубопровода, затем для компрессорных станций и, наконец, объединяется для всей трубопроводной системы в Таблице 6 – Оценка трубопровода, Таблица 7 – Оценка компрессорной станции и Таблица 8 – OME всей системы.

    Таблица 6: Общая стоимость установки трубопровода

    Наши оценочные допущения могут привести к одинаковым затратам как для наземных, так и для морских трубопроводов. Именно здесь знание проекта становится жизненно важным для корректировки оценки с учетом условий, которые могут повлиять на предположения.

    Таблица 7: Общая стоимость установки компрессорных станций

    Наиболее чувствительной переменной для расчетов компрессорных станций является расположение любых морских объектов. Местоположение, глубина воды и гидрометеорологические условия могут существенно повлиять на расчетную стоимость.

    Таблица 8: Общая система OME

    Общие затраты на установку НАБОРНОЙ системы снижаются с уменьшением рабочего давления (MAOP), хотя скорость снижения также снижается по мере необходимости большего количества компрессорных станций. Для береговых систем эксплуатационные расходы, особенно затраты на топливо, могут повлиять на решение о рабочем давлении/количестве компрессорных станций. Обычно общие затраты в течение жизненного цикла (OPEX плюс CAPEX) начинают расти в какой-то момент по мере увеличения количества компрессорных станций и общей мощности при снижении рабочего давления.

    Для МОРСКОЙ системы покажите, что самая низкая общая стоимость установки будет при конфигурации с тремя компрессорными станциями. Это «оптимальное» решение CAPEX будет зависеть от местоположения проекта, как обсуждалось выше, а также от эксплуатационных расходов. Часто с включенными эксплуатационными расходами «оптимальная» конфигурация благоприятствует более высокому рабочему давлению и меньшему количеству компрессорных станций. Корректировка стоимости для местоположения проекта как по CAPEX, так и по OPEX может быть переведена в «оптимальную» конфигурацию в любом случае.

    Заключительные комментарии:

    Мы исследовали транспортировку природного газа в области плотной фазы (высокое давление) и сравнили результаты со случаями транспортировки того же газа при промежуточном и низком давлении. В нашем исследовании выделяются следующие особенности:

    1. По мере увеличения MAOP требуемая мощность и связанная с этим охлаждающая способность могут значительно возрасти.
    2. Снижение затрат на сжатие компенсируется увеличением затрат на конвейер. Главное на сколько.
    3. Местоположение проекта может оказать значительное влияние на затраты, поэтому ключевые решения принимаются в отношении рабочего давления, наземного или морского маршрута (где это возможно), а также количества и уровней мощности на компрессорных станциях.
    4. В связи с высокими требованиями к мощности трубопроводов большого диаметра и высокой пропускной способности эксплуатационные расходы на топливо могут быть ключевым фактором при выборе конфигурации. Если газ в источнике находится под недостаточно высоким давлением, может потребоваться значительная мощность сжатия и режим охлаждения, если будет принято решение использовать плотную фазу.

    В будущем «Совете месяца» мы рассмотрим влияние местоположения проекта и эксплуатационных расходов на стоимость жизненного цикла и выбор конфигурации.

    Чтобы узнать больше, мы предлагаем посетить наши G40 (Основы процесса/объекта ), G4 ( Подготовка и переработка газа ), G5 ( Подготовка и переработка газа-Специальный ), 09 PF ( 8100) CO 2 Наземные объекты ), PF4 ( Объекты добычи и переработки нефти ), и PL 4 ( Основы береговых и морских трубопроводных систем ) курсов.  

    John M. Campbell Consulting (JMCC) предлагает консультационные услуги по этому и многим другим вопросам. Для получения дополнительной информации об услугах, предоставляемых JMCC, посетите наш веб-сайт www. jmcampbellconsulting.com или напишите нам по адресу [email protected]  

    Авторы: Дэвид Хейрстон и Махмуд Мошфегян

    Каталожные номера:

    1. Beaubouef, B., «Северный поток завершает строительство самого длинного подводного трубопровода в мире», Offshore, P30, декабрь 2011 г.
    2. http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/
    3. ProMax 3.2, Bryan Research and Engineering, Inc., Брайан, Техас, 2012 г.

     

    Трубопроводы высокого давления Определение | Law Insider

    • имеет значение, указанное в преамбуле.

    • означает любую трубу, трубы или трубопроводы, используемые для внутриштатной транспортировки или передачи любого твердого, жидкого или газообразного вещества, кроме воды.

    • означает любую часть водопроводной трубы, которую предприятие по водоснабжению не могло или должно было проложить в соответствии со статьей 46 Закона о водном хозяйстве 1991 года; и

    • означает ту часть трубопроводной системы Gatherer, включая все принадлежности к ней, связанную с предоставлением услуг по сбору и транспортировке, предоставляемых Gatherer в соответствии с настоящим тарифом.

    • означает точку (точки) подключения, в которой проект подключается к сети, т. е. он должен находиться на уровне шин 11 / 22 кВ подстанции MSEDCL.

    • означает прием, доставку, трубопровод, перекачку, мониторинг, контроль и вспомогательные объекты Нефти, принадлежащие Перевозчику, начинающиеся в Хардисти, Альберта или рядом с ним, и заканчивающиеся на международной границе в Хаскетте или рядом с ним, Манитоба, которые связаны с Кистоун США. Трубопроводная система, поскольку такие объекты могут время от времени модифицироваться, расширяться или расширяться.

    • означает равновесное парциальное давление нефтяной жидкости, определенное в соответствии с методами, описанными в бюллетене Американского института нефти (API) 2517, Потери на испарение из резервуаров с внешней плавающей крышей, 1980. Процедура API может быть неприменима к некоторым сортам нефти с высокой вязкостью или высокой текучестью. Имеющиеся оценки истинного давления паров могут использоваться в таких особых случаях, как эти.

    • означает любой магистральный трубопровод высокого давления, подключенный к трубопроводу Мауи, но исключая трубопровод Мауи, который используется для транспортировки газа в открытом доступе, и включает все элементы установок, оборудования, приспособлений и фитингов, непосредственно примыкающих к этому трубопроводу, но исключая любой элемент, который контролируется стороной, отличной от свариваемой стороны TP этого трубопровода, и любой распределительной системы низкого давления.

    • означает давление, при котором детали ирригационной системы предназначены для работы производителем.

    • означает двуокись углерода.

    • означает давление паров сырой нефти или других летучих нефтепродуктов, измеренное при температуре 100 градусов по Фаренгейту и соотношении V/L 4:1, как определено в последнем издании ASTM D6377: Стандартный метод испытаний для определения давления паров Сырая нефть и сообщается как эквивалент давления пара по Рейду (RVPE), как описано в приложении X1 с использованием уравнения X1. 1 для негерметичных 1-литровых контейнеров для проб.

    • означает сжиженный природный газ.

    • означает цементирующий материал от темно-коричневого до черного (твердый, полутвердый или жидкий по консистенции), в котором преобладающими составляющими являются битумы, встречающиеся в природе как таковые или получаемые в виде остатка при переработке нефти.

    • — лицо, занимающееся транспортировкой природного газа в рамках торговли между штатами или продажей такого газа в рамках торговли между штатами для перепродажи.

    • означает давление воды ниже нормативного эталонного уровня, который является минимальным давлением, когда потребность в системе не является ненормальной.

    • означает дизельное топливо с содержанием серы не более пятнадцати частей на

    • означает объект по производству или переработке готовой или недоработанной нефти в Совете и установленный им с целью подачи воды от магистрали к водопроводной установке, и включает «коммуникационную трубу», упомянутую в Кодексе SABS 0252 Часть I;

    • означает те углеводородные компоненты, которые могут быть извлечены из природного газа в виде жидкостей, включая, помимо прочего, этан, пропан, бутаны, пентаны плюс конденсат и небольшие количества неуглеводородов.

    • означает любую организацию, предоставляющую собственные или арендованные транспортные средства для перевозки или оказывающую транспортно-экспедиторские услуги или авиаэкспресс.

    • означает любой проект, который департамент уполномочен осуществлять по закону, включая, помимо прочего, шоссе, платную дорогу, мост, общественный транспорт, интеллектуальную транспортную систему, управление дорожным движением, информационные услуги для путешественников или любой другой проект для транспортных целей.

    • или "PJM" означает частно-

    • означает любую смесь углеводородов и негорючих газов в газообразном состоянии, состоящую в основном из метана.

    • означает давление (вызванное насосом, приподнятым резервуаром или трубопроводом, бойлером или другими средствами) на стороне потребителя в подсоединении, которое превышает давление, обеспечиваемое водопроводной системой общего пользования, и которое может вызвать противоток.


      Learn more