Лупинг газопровода: его функции и особенности обустройства для газопровода

Основные сооружения, входящие в комплекс магистрального газопровода

Согласно СНиП, магистральный газопровод включает в себя трубопровод и все ответвления с диаметром труб не более 1420 мм. Избыточное давление передаваемого газа не должно превышать 10 МПа.

В состав газопроводного комплекса входят следующие объекты:

Состав сооружений магистрального газопровода

  • газовая скважина со «шлейфом»;
  • газосборный пункт;
  • газопромысловый коллектор;
  • очистительные сооружения;
  • газокомпрессорная станция;
  • магистральный газопровод;
  • запорные устройства;
  • переходная компрессорная станция;
  • переходы;
  • линия связи;
  • запасной набор труб;
  • вдольтрассовая дорога с подъездами;
  • газораспределительные станции;
  • отводы;
  • защитные сооружения;
  • лупинг;
  • городские газовые сети.

Лупинг – это трубы, укладка которых осуществляется параллельно основному трубопроводу. Лупинги сооружаются, если нужно повысить производительность трубопровода. Их месторасположения не имеет значения.

Лупинг газопровода

Что представляет собой лупинг?

Название процесса лупинг произошло от английского слова «looping», которое в переводе означает «петля». И это точное наименование процесса с одноименным названием. Так как он представляет собой прокладывание нового участка газопровода, причем параллельного основной линии.

Такое ответвление всегда является частью уже действующей системы и его начало — врезка в главную ветку. А там, где в конструкции отпадает необходимость делить потоки газа, петля замыкается.

Газопровод низкого давления с лупингом позволяет разгрузить основную линию, транспортировать топливо с наименьшими потерями, что всегда выгодно

Лупинг газопроводов служит для решения двух главных задач, среди которых увеличение имеющейся пропускной способности основной линии или снижение потери давления во время транспортировки газа.

В первую очередь это касается магистралей с высоким напором, так как именно в них создаются максимально нестабильные условия, приводящие к снижению эффективности. А, следовательно, к финансовым потерям.

Но стабилизация давления возможна и во всех остальных видах сетей, то есть транспортирующих газ при среднем или низком давлении. Так как параллельная труба помогает снизить давление в начале пути и существенно повысить его в конце.

С помощью лупинга специалисты способны решать и еще ряд задач, среди которых следующие:

  1. Использование дополнительной линии во время ремонта основной.
  2. Применение такой артерии для изменения конфигурации главной. К примеру, во время того, как газ будет проходить по параллельной ветке, на основной можно корректировать положение напорных станций, что в будущем будет способствовать более эффективной работе системы.

Важным преимуществом такой конструкции является возможность использовать ее в виде основной магистрали для транспортировки газа. Это помогает в кратчайшие сроки получить нужный результат, причем сэкономив средства на обустройстве нового газопровода.

Параллельная линия газопровода может быть подключена к действующей артерии в любом месте, а все что для этого нужно — это врезка самой трубы, установка двух отсечных клапанов и фитингов

Такой способ был известен давно, но пик использования приходится на данное время. Происходит это потому, что газовая система на постсоветской территории сформировалась давно (1975-1990 гг.), а сейчас происходит ее доработка, усовершенствование под современные нужды.

Из вышесказанного можно сделать вывод, что на сегодня лупинг активно используется по нескольким причинам, к которым относятся:

  • стадийность строительства — изначально все газопроводы строятся с учетом имеющихся потребностей, а затем по мере необходимости происходит увеличение пропускной способности;
  • нехватка собственных средств или инвестиций для строительства новых сетей — происходит это из-за снижения спроса на газ, а соответственно и уменьшения интереса к отрасли кредиторов, инвесторов и даже обычных потребителей.

Указанная информация свидетельствует, что лупинг может быть более дешевым вариантом, чем строительство полноценного нового газопровода.

Особенности использования разных видов газопроводных труб

Газопроводы высокого давления обустраиваются исключительно при помощи массивных труб. Если к магистрали предъявляются повышенные требования по прочности, потребуется использование стальных труб без швов. Следует приготовиться к тому, что сварка таких элементов является намного более сложной процедурой, чем пайка тонкостенных труб. С точки зрения оптимальности эксплуатационных качеств особенно выделяются медные трубы: они по многим параметрам предпочтительнее толстостенных стальных изделий. По надежности обе эти разновидности практически одинаковы, однако медь весит намного меньше. От массового использования в быту медных трубок удерживает их высокая стоимость.

Используя тонкостенные трубы, следует учесть их высокую теплопроводность, из-за чего на их поверхности нередко возникает конденсат. Для защиты от коррозии готовую газопроводную систему рекомендуется покрыть несколькими слоями масляной краски. Подземные газопроводы организовываются при помощи пластиковых труб, для которых характерна гибкость, эластичность и дешевизна. Чаще всего это изделия из полипропилена или полиэтилена, которые отлично переносят подземные условия при газификации частных владений. Если требуется оснастить дачу газопроводом низкого давления, используются полиэтиленовые трубы черного цвета, имеющие соответствующую желтую маркировку. Полиэтиленовые трубы под высокое давления в качестве газопровода использовать не практикуется.

Разводка газа внутри помещения проводится шлангами из вулканизированной резины, которые имеют текстильное армирование. Для высокого давления они не годятся: с их помощью обычно подключают газовые плиты к баллонам или газовым колонкам.

Применение гибких шлангов имеет следующие ограничения:

  • Если температура воздуха в данной местности превышает +45 градусов.
  • Если на территории возможна сейсмическая активность более 6 баллов.
  • При высоком давлении внутри газопроводной системы.
  • Если требуется оснастить газопроводом любое помещение, туннель или коллектор.
Популярные статьи  Дымогенератор для холодного копчения

Все перечисленные ситуации являются запретными для использования трубы ПНД в качестве газопроводной.

Безопаснее будет остановиться на стальной газопроводной трубе тонкостенного или бесшовного типа.

Расстановка перекачивающих станций по трассе нп

Расстановка
перекачивающих станций выполняется
графически на сжатом профиле трассы.

Рассмотрим
реализацию этого метода для случая
округления числа перекачивающих станций
в большую сторону на примере одного
эксплуатационного участка. В работе
находятся три перека­чивающие станции,
оборудованные однотипными магист­ральными
насосами и создающие одинаковые напоры
HСТ1= HСТ1= HСТ1. На ГПС
установлены подпорные насосы, создающие
подпор hП. В конце трубопровода
(эксплуатационного участка) обеспечивается
остаточный напор hОСТ (рис. 1.16).

Рис.
1.16. Расстановка перекачивающих станций
по трассе нефтепровода постоянного
диаметра

По
известной производительности нефтепровода
определя­ется значение гидравлического
уклона i. Строится треугольник
гидравлического уклона abc (с учетом
надбавки на местные сопротивления) в
принятых масштабах сжатого профиля
трассы.

Из
начальной точки трассы вертикально
вверх в масштабе высот строится отрезок
AC, равный суммарному активному напору
перекачивающих станций AC=hП+n·HСТ.

Вычитая
из суммарного активного напора отрезок
СС1, равный величине hОСТ,
строим через точки С1B1прямую
линию, параллельную гипотенузе
гидравлического треугольника abc. Точка
C1должна совпадать с конечной
отметкой zКнефтепровода.

Место
положения на трассе второй перекачивающей
станции определяется с помощью отрезка,
проведенного из вершины напора HСТ1параллельно линии гидравлического
уклона до пересечения с профилем.
Расположению второй перекачивающей
станции будет соответствовать точка
M на профиле трассы.

15. Размещение лупингов и ПС по трассе
НП (+14 вопрос)

При
округлении числа перекачивающих станций
в меньшую сторону рассчитывается длина
лупинга (вставки) и гидравлический уклон
на участке с лупингом (вставке). Рассмотрим
особенности расстановки ПС по трассе
нефтепровода в этом случае. Исходные
данные для построения примем как в
случае, рассмотренном выше.

Дополнительно
строится гидравлический треугольник
abd. Его гипотенуза bd определяет положение
линии гидравлического уклона на участке
с лупингом iЛ(рис. 1.17).

Из
точек С1 и B1строится
параллелограмм C1F1B1K1,
стороны F1B1и C1K1которого параллельны линии bd, а стороны
C1F1и B1K1
параллельны линии bc гидравлических
треугольников abc и abd. При этом горизонтальные
проекции отрезков C1F1и B1K1равны протяженности лупинга в
горизонтальном масштабе.

Как
видно из рисунка, при размещении всего
лупинга в начале нефтепровода, линия
падения напора будет изображаться
ломаной C1F1B1, а в случае
расположения его в конце нефтепровода
– ломаной B1K1C1. По
правилу параллелограмма лупинг можно
размещать в любом месте трассы, поскольку
все варианты гидравлически равнозначны.
Лупинг также можно разбивать на части.
Однако предпочтительнее размещать
лупинг (или его части) в конце трубопровода
(перегонов между перекачивающими
станциями).

Расстановка
перекачивающих станций по трассе в
случае прокладки лупинга выполняется
в следующем порядке. Из точек C2и
C3строятся части аналогичных
C1F1B1K1параллелограммов
до пересечения с профилем трассы. Таким
образом, вторую перекачи­вающую
станцию можно разместить в зоне возможного
располо­жения B2K2, а третью
– в зоне B3K3. Предположим,
что исходя из конкретных условий, станции
решено расположить в точках X и Y.

Рис.
1.17. Расстановка перекачивающих станций
и лупингов по трассе нефтепровода

Проводя
из точки Xлинию, параллельнуюiЛ, до пересечения
с линиейC2B2,
определяется протяженность лупингаlЛ1. Аналогичные
построения выполняются для размещения
остальных лупингов и станций. Сумма
длин отрезковlЛ1,lЛ2иlЛ3должна равняться расчетной длине лупингаlЛ,

Как она устроена?

К линейной части относятся , 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 . Самые распространенные диаметры и газопроводов-отводов — 530, 720, 1020, 1220 и 1420 миллиметров. В настоящее время, с точки зрения эффективности, максимальный диаметр газопровода 1420 миллиметров.

Линейную часть 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.

Строительство линейной части магистрального газопровода КС «Изобильный» — Невинномысск

Крановые узлы на линейной части 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 , на участках, примыкающих к компрессорным станциям (500–700 метров до границ их территории), на свечах и факелах для сброса газа.

Линейную часть укладывают подземным и надземным способом.

Как прокладываются подземные системы

Весь процесс осуществляется под верхним слоем земли, о чем несложно догадаться из названия. Предварительно, специалисты должны вырыть и подготовить специальные траншеи на участке. Учитывается глубина подготовленной системы каналов, а также коммуникаций. Глубина каждой траншеи не должна быть менее 0,8м.

Рис 5. Подземная прокладка

Выбирая местность, учитывается расстояние, на котором расположены жилые объекты и другие коммуникации (электросети, водоснабжение). Не рекомендуется располагать его, если поблизости есть посадки из деревьев. Некоторые растения имеют толстую и прочную корневую систему, способную нанести механические повреждения конструкции.

Также потребуется учитывать следующие аспекты:

  1. Минимальное расстояние между коммуникациями составляет 0,2м
  2. Если на местности встречаются установленные коллекторы, прокладка газопровода осуществляется в футляре
  3. Расположение его должно быть выше, чем другие магистрали
  4. Футляры располагаются после пересечений, а расстояние занимает минимум 0,2м
  5. Концы футляров обрабатываются посредством специальных гидроизоляционных материалов.

В качестве альтернативного варианта допускается использование прокладки без траншей. Он позволяет сократить материальные расходы. Также стоит выделить следующие достоинства:

  1. Позволяет сэкономить деньги при создании качественного газопровода
  2. Экономит время на возведение.

Подземная прокладка является самым безопасным вариантом, но для ее эксплуатации потребуется затратить больше финансовых активов.

Виды прокладки газопровода

Проектирование газопроводов выполняют с учетом результатов инженерных изысканий, проводимых в соответствии с СП 47.13330.2016. Проектирование газопроводов в условиях, отнесенных к особым, осуществляют в соответствии с СП 62.13330.2011 (подраздел 5.6).

Выбор условий прокладки газопровода и расстояния по горизонтали и вертикали от газопровода до сетей инженерно-технического обеспечения, а также зданий, сооружений, естественных и искусственных преград предусматривают с учетом СП 62.13330.2011.

При необходимости перехода подземного газопровода в надземный нормативное расстояние от выхода газопровода из земли до зданий и сооружений принимают как нормативное расстояние для подземного газопровода соответствующего давления в соответствии с СП 62.13330.2011.

В местах пересечения газопроводов с дренажными трубами на последних предусматривают герметизацию отверстий и стыков на расстоянии по 2 м в обе стороны (в свету).

Глубину прокладки подземного газопровода принимают в соответствии с СП 62.13330.2011 (подраздел 5.2).

Магистральные газопроводы и их охранные зоны

Магистральные газопроводы являются целыми комплексами технических сооружений, основная задача которых – транспортировка газа из места его добычи к распределительным пунктам, а далее к потребителю. В непосредственной близости к городу они переходят в местные. Последние, в свою очередь, служат для распределения газа по городу и доставки в промышленные предприятия.

Проектирование и прокладка магистральных коммуникаций должна учитывать объемы газа, мощность работающего с ним оборудования, давления газа и конечно же правила закладки магистральных газопроводов. Расположение магистрального газопровода возле объекта, который требуется газифицировать, вовсе не означает, что врезка будет применена именно к нему.

Врезка может быть проложена в нескольких километрах от газифицированного участка. Кроме того, врезка должна учитывать практическую возможность обеспечения потребителя с заданной мощностью и давлением в трубе.

Магистральные трубы имеют разную производительность. На неё влияет, прежде всего, топливно-энергетический баланс района, в котором планируется прокладка трубопровода. При этом, необходимо рационально определить годовое количество газа, учитывающее объемы ресурса, на перспективу после начала эксплуатации комплекса.

Обычно параметр производительности характеризует количество поступающего за год газа. В течение года этот показатель будет колебаться в сторону уменьшения, из-за неравномерного использования населением газа по сезонам. К тому же на это влияют еще и изменения в температуре внешней среды.

Охранная зона газопровода высокого давления

Охранная зона магистрального газопровода подразумевает участок по обе стороны газопровода, ограниченный двумя параллельными линиями. Охранные зоны для магистральных газовых труб обязательны из-за взрывоопасности таких коммуникаций. И потому прокладка газопровода должна проводиться с учетом необходимого расстояния.

Для соблюдения нужной протяженности охранных зон, нужно учесть следующие правила:

  • для магистралей высокого давл. I категории – охранная зона составляет 10 м;
  • для труб высокого давл. II категории – охранная зона составляет 7 м;
  • для магистралей среднего давл. – охранная зона составляет 4 м;
  • для труб низкого давл. – охранная зона составляет 2 м.

Лупинг

Так как лупинг и основной участок трубопровода имеют одинаковые длины и диаметры, расходы в них также одинаковы. Следовательно, в основной участок поступит прежний расход, и потери напора в нем ( а следовательно, и на всем разветвлении) останутся прежними.

Профиль изменения напора в трубопроводе с лупингом.| Профиль изменения напора в трубопроводе с промежуточными насосными станциями.

Если для лупинга используются трубы того же диаметра, что и для основного трубопровода, a qi2qma — z, то длина лупинга может быть меньше длины основного трубопровода.

При строительстве лупинга в начале трассы существующего трубопровода графический метод определения градиента давления состоит в следующем.

Если диаметр лупинга отличен от диаметра основной магистрали, то скорость движения в нем также будет отличаться от скорости в основной магистрали. Смесь, проходящая через лупинг, либо обгонит зону контакта в основной магистрали, либо отстанет от нее и в конце лупинга попадет в чистый продукт, увеличив количество смеси.

Схема сложного нефтепровода из последовательно со диненных участков.

Необходимая длина лупинга при заданном увеличении расхода Qi / Q0 может быть найдена по балансу энергии.

При наличии лупингов ( вставок) задача расстановки насосных станций по трассе усложняется, т.к. необходимо распределить общую длину лупингов ( вставок) по перегонам между станциями.

Обозначим протяженность лупинга на предыдущем участке газопровода через х км. Тогда оставшаяся часть участка имеет протяженность ( L-x) км.

Если диаметр лупинга отличен от диаметра основной магистрали, то скорость движения в нем также будет отличаться от скорости в основной магистрали. Смесь, проходящая через лупинг, либо обгонит зону контакта в основной магистрали, либо отстанет от нее и в конце лупинга попадет в чистый продукт, увеличив количество смеси.

Узлы подключения лупингов к МГ должны быть приурочены к местам установки линейных кранов на магистрали, либо к технологическим перемычкам между параллельными газопроводами, обычно размещаемыми примерно посередине пролета между двумя смежными КС, подключение лупингов в других произвольно принятых местах не должно допускаться.

Установка станции вне зоны возможного расположения Прокладка лупинга в середине перегона.

Необходимость прокладки лупинга х не следует из гидравлического расчета нефтепровода. Поэтому общий для всего нефтепровода баланс напоров после прокладки лупинга х будет нарушен.

Популярные статьи  Дымогенератор для холодного копчения

Если длина лупинга превышает 30 км, лупинг имеет другой диаметр или толщину стенки, другую марку стали, то испытания лупинга проводятся отдельно.

Если длина лупинга менее 30 км и он имеет одинаковый диаметр, толщину стенки и материал, то его испытания можно проводить совместно с основной ниткой.

Глубина — заложение — газопровод

Глубина заложения газопровода с отрицательной температурой газа выбирается из условия, чтобы ореол обмерзания грунта вокруг трубы не препятствовал естественному течению грунтовых вод при повышении их уровня в осенний и зимний периоды.

Глубина заложения газопровода ( расстояние от поверхности земли до верха трубы) следующая.

Профиль перехода через р. Виннипег.

Глубина заложения газопровода в русловой части реки была запроектирована в соответствии с нормами Канадского департамента, как для судоходной реки в скальных грунтах на 0 9 м от верха трубы.

Глубина заложения газопроводов в местах с усовершенствованными покрытиями ( асфальтобетонными, бетонными и др.) должна быть не менее 0 8 м, а на участках без усовершенствованных покрытий — не менее 0 9 м от верха дорожного покрытия до верха трубы. Газопроводы, транспортирующие осушенный газ и размещаемые в непучинистых грунтах, допускается прокладывать в зоне сезонного промерзания грунтов.

Глубина заложения газопровода около 0 7 м до верхней образующей трубы, что ниже промерзания грунта в районе г. Андижана. Основание газопровода сложено из желто-бурых пылеватых суглинков средней плотности, мостами в них содержатся гравий и галька. На части трассы встречаются супеси с примесью других горных пород. Эти грунты в подавляющем большинстве сильно засолены.

Глубина заложения газопровода принимается не менее 1 м до верхней образующей трубы.

Глубина заложения газопроводов может быть уменьшена до 0 6 м, если над газопроводом нет движения транспорта.

Глубина заложения газопровода в грунте зависит от влажности газа. Газопроводы, по которым транспортируют влажный газ, прокладывают ниже средней глубины промерзания грунта, для того чтобы водяные пары, содержащиеся в газе и конденсирующиеся зимой на внутренней поверхности труб, не замерзли и не образовали ледяную пробку.

Глубина заложения газопроводов должна быть больше глубины промерзания грунта.

Глубина заложения газопроводов должна быть не менее глубины промерзания грунта в данной местности, но так как необходимо обеспечить трубопроводы от возможного разрушения при движении транспорта, то уличная прокладка газовой сети обычно производится на глубине не менее 1 м от поверхности земли.

Глубина заложения газопровода по дну судоходной реки не ме-лее 0 8 м, под прочими водными преградами — не менее 0 5 м, считая от дна реки до верха трубы.

Глубина заложения газопровода от поверхности земли до верха трубы на всем протяжении отвечает требованиям проекта.

Глубина заложения газопроводов зависит от состава транспортируемого газа. При влажном газе глубину заложения труб принимают ниже средней глубины промерзания грунта для данной местности. Газопроводы для осушенного газа можно укладывать в зоне промерзания грунта, но заглубление их должно быть не менее 0 8 м от поверхности земли. Газопроводы прокладывают с уклоном не менее 1 5 мм / пог.

Глубина заложения газопровода при транспорте осушенного газа должна быть не менее 0 8 м от верха трубы.

Прокладка подземных газопроводов

Данный вид монтажа включает в себя прокладку газопровода под землей. Как правило, подобный монтаж требует заранее подготовленные вырытые траншеи. При этом следует учитывать глубину вырытого канала и проводки коммуникации согласно проекту, она должна быть не менее 0,8 м. При выборе месторасположения необходимо учитывать расстояние до зданий, сооружений и других коммуникаций (канализация, тепловая сеть). Нежелательно прокладывать подземный газопровод вблизи деревьев, поскольку их корневая система может затруднить его ремонт и эксплуатацию. При прокладке труб и сборки газового устройства таким способом следует учитывать следующие моменты:

Схема укладки подземного газопровода

  • промежуток между газопроводом и другими подземными коммуникациями должен быть не менее 0,2 м;
  • на участках пересечения с коммуникационными коллекторами газопроводные трубы нужно протягивать в футлярах;
  • газовая магистраль размещается выше других инженерных сетей;
  • футляры должны выводиться за пределы пересечения на расстояние не менее 0,2 м;
  • с помощью гидроизоляционных материалов обрабатываются концы футляров.

Виды бестраншейной прокладки труб

Другим способом подземного монтажа является бестраншейный вариант прокладки. Подобный вариант является наименее затратным. Преимущества бестраншейного способа прокладки газопровода в следующем:

  • яуменьшает финансовые затраты на устройство газопровода;
  • снижает время проведения монтажа.

Подземный способ прокладки газопровода является наиболее безопасным, однако реализация такого монтажа обходится дороже.

Оцените статью
( Пока оценок нет )
Добавить комментарий